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José Antonio Ruiz Bermejo
Manuel Celso Juárez Castelló
Escuela Técnica Superior de Ingeniería Industrial
Ingeniería Mecánica
Título
Director/es
Facultad
Titulación
Departamento
TESIS DOCTORAL
Curso Académico
Análisis de la problemática e investigación de aspectosavanzados de la generación eléctrica con biomasa
Autor/es
© El autor© Universidad de La Rioja, Servicio de Publicaciones, 2014
publicaciones.unirioja.esE-mail: [email protected]
Análisis de la problemática e investigación de aspectos avanzados de lageneración eléctrica con biomasa, tesis doctoral
de José Antonio Ruiz Bermejo, dirigida por Manuel Celso Juárez Castelló (publicada por laUniversidad de La Rioja), se difunde bajo una Licencia
Creative Commons Reconocimiento-NoComercial-SinObraDerivada 3.0 Unported. Permisos que vayan más allá de lo cubierto por esta licencia pueden solicitarse a los
titulares del copyright.
Autor: JOSE ANTONIO RUIZ BERMEJO
Director: MANUEL CELSO JUAREZ CASTELLÓ
Logroño mayo de 2013
ANÁLISIS DE LA PROBLEMÁTICA E
INVESTIGACIÓN DE ASPECTOS
AVANZADOS DE LA GENERACIÓN
ELÉCTRICA CON BIOMASA
TESIS DOCTORAL
ANÁLISIS DE LA PROBLEMÁTICA E
INVESTIGACIÓN DE ASPECTOS AVANZADOS DE
LA GENERACIÓN ELÉCTRICA CON BIOMASA
TESIS DOCTORAL
Autor: JOSE ANTONIO RUIZ BERMEJO
Director: MANUEL CELSO JUAREZ CASTELLÓ
DEDICATORIA
A la memoria de mi madre y hermano, que sin
duda les hubiera gustado compartir estos
momentos.
A mi padre y hermanas, que me ha apoyado en
mis decisiones más importantes.
A Laura, que ha sido mi cimiento base para que
pudiera escribir esta Tesis.
A mis dos hijos que están en camino.
AGRADECIMIENTO
Al Dr. Manuel Celso Juárez Castelló, Director de
mi Tesis, que ha sido mi brújula en este largo
camino que hemos recorrido.
i
ÍNDICE
PROLOGO ......................................................................................................................................................... 1
Capítulo 0 OBJETIVOS........................................................................................................................................ 3
0.1. OBJETIVOS GENERALES ......................................................................................................................... 3
0.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS ....................................................................................................................... 3
Capítulo 1 ANTECEDENTES ................................................................................................................................ 7
1.1. CONCEPTOS GENERALES SOBRE BIOMASA ............................................................................................ 7
1.1.1. INTRODUCCIÓN ................................................................................................................................ 7
1.1.2. ORIGEN DE LA ENERGÍA DE LA BIOMASA .......................................................................................... 8
1.1.2.1. Ecosistemas Silvestres ...................................................................................................................... 9
1.1.2.2. Biomasa Residual ............................................................................................................................. 9
1.1.2.3. Cultivos Energéticos ....................................................................................................................... 10
1.1.2.4. Biomasa Fósil ................................................................................................................................. 11
1.1.3. PRINCIPALES TIPOS DE BIOMASA .................................................................................................... 11
1.1.4. ESTRUCTURA DE LA BIOMASA ........................................................................................................ 14
1.1.5. CLASIFICACIÓN GENERAL DE LOS COMBUSTIBLES BIOMÁSICOS ....................................................... 15
1.1.5.1. Ratio Atómico ................................................................................................................................ 15
1.1.5.2. Ratio De Materia Lignocelulosica .................................................................................................... 17
1.1.5.3. Diagrama Ternario ......................................................................................................................... 18
1.1.6. POTENCIAL DE LA ENERGÍA DE LA BIOMASA ................................................................................... 19
1.1.7. ASPECTOS POSITIVOS Y NEGATIVOS DE LA BIOMASA ...................................................................... 20
1.2. METODOS DE TRANSFORMACIÓN DE LA BIOMASA EN ENERGÍAS ........................................................ 21
1.2.1. INTRODUCCIÓN .............................................................................................................................. 21
1.2.2. CONVERSIÓN FÍSICA ....................................................................................................................... 22
1.2.2.1. Astillado ......................................................................................................................................... 24
1.2.2.2. Briquetado ..................................................................................................................................... 25
1.2.2.3. Peletizado ...................................................................................................................................... 26
1.2.3. CONVERSIÓN BIOQUÍMICA-QUÍMICA.............................................................................................. 26
1.2.3.1. Digestión ........................................................................................................................................ 27
1.2.3.2. Fermentación ................................................................................................................................. 28
1.2.3.3. Transesterificación ......................................................................................................................... 29
1.2.4. CONVERSIÓN TERMOQUÍMICA ....................................................................................................... 30
ii
1.2.4.1. Combustión .................................................................................................................................... 30
1.2.4.2. Pirolisis .......................................................................................................................................... 32
1.2.4.3. Gasificación.................................................................................................................................... 33
1.2.4.4. Licuefacción ................................................................................................................................... 34
1.3. ANÁLISIS DE LA NORMATIVA ESPAÑOLA SOBRE BIOMASA COMO ENERGÍA PRIMARIA: CONSECUENCIAS
DE LA MISMA .................................................................................................................................................. 35
1.3.1. INTRODUCCIÓN .............................................................................................................................. 35
1.3.2. Legislación vigente ......................................................................................................................... 36
1.3.2.1. Legislación Comunitaria ................................................................................................................. 36
1.3.2.2. Legislación Nacional ....................................................................................................................... 39
1.3.3. Plan de Energías Renovables (PER) 2011-2020 [14] ......................................................................... 46
1.3.3.1. Antecedentes: Plan de Energías Renovables (PER) 2005-2010 ......................................................... 47
1.3.3.2. Objetivos del PER 2011-2020 .......................................................................................................... 48
1.3.3.3. Medidas contempladas en el Plan Energías Renovables 2011-2020 para el fomento del uso de la
biomasa 50
1.3.4. Estado actual del uso de la biomasa como energía primaria ........................................................... 56
1.3.5. Conclusiones .................................................................................................................................. 61
Capítulo 2 LOGÍSTICA DE LA BIOMASA ............................................................................................................. 65
2.1. MANIPULACIÓN DE LA BIOMASA ........................................................................................................ 65
2.1.1. INTRODUCCIÓN .............................................................................................................................. 65
2.1.2. CONSIDERACIONES EN EL DISEÑO ENERGÉTICO DE SISTEMA DE BIOMASA ...................................... 66
2.1.3. SISTEMA DE MANIPULACIÓN DE LA BIOMASA ................................................................................ 67
2.1.3.1. Recepción....................................................................................................................................... 69
2.1.3.2. Almacenaje .................................................................................................................................... 70
2.1.3.3. Preparación de la biomasa ............................................................................................................. 76
2.1.3.4. Cintas transportadoras ................................................................................................................... 80
2.1.3.5. Alimentación .................................................................................................................................. 81
2.1.4. ALIMENTADORES DE BIOMASA ....................................................................................................... 81
2.1.4.1. Sistema de alimentación para combustibles empacados ................................................................. 81
2.1.4.2. Sistema de alimentación para combustibles no empacados ............................................................ 83
2.1.4.3. Tipos de alimentadores .................................................................................................................. 83
2.2. ANÁLISIS DEL COSTE ECONÓMICO Y MEDIOAMBIENTAL DE LA LOGÍSTICA DE LA BIOMASA.................. 87
iii
2.2.1. INTRODUCCIÓN .............................................................................................................................. 87
2.2.2. ANTECEDENTES .............................................................................................................................. 88
2.2.2.1. ENERGÍA PRIMARIA CONSUMIDA EN LAS FASES DE RECOGIDA Y TRANSPORTE ................................ 88
2.2.2.2. DISTANCIAS ÓPTIMAS DE RECOGIDA DE BIOMASA EN RELACIÓN A LA PLANTA Y COSTES LOGÍSTICOS
90
2.2.2.3. EVALUACIÓN DE EMISIONES DE CO2 ............................................................................................... 94
2.2.2.4. SUPERFICIES DE CULTIVO/ RECOGIDA DE LA BIOMASA .................................................................... 97
2.2.3. CASO A ESTUDIO: PLANTAS DE 2 MWe ........................................................................................... 98
2.2.3.1. Energía Primaria consumida en las fases de recogida/transporte y costes logísticos ........................ 99
2.2.3.2. Evaluación de emisiones de CO2 para plantas de 2 MWe ............................................................... 101
2.2.3.3. Determinación de superficies de recogida necesarias de biomasa para plantas de 2 MWe ............ 102
2.2.3.4. Discusión de los resultados ........................................................................................................... 103
2.2.4. CONCLUSIONES ............................................................................................................................ 106
Capítulo 3 COMBUSTIÓN O GASIFICACIÓN DE BIOMASA PARA GENERACIÓN ELÉCTRICA EN ESPAÑA. OPINIÓN DE
LOS PROFESIONALES DEL SECTOR .................................................................................................................. 109
3.1. Introducción ..................................................................................................................................... 109
3.2. Metodología .................................................................................................................................... 112
3.3. Resultados de las encuestas.............................................................................................................. 115
3.3.1. Objetivos planteados por el PER 2011-2020 sobre la biomasa ....................................................... 115
3.3.2. Horas de operación anuales de las plantas de generación eléctrica con biomasa ........................... 118
3.3.3. Plantas de 2 a 10 MW: ¿combustión o gasificación? ..................................................................... 119
3.3.4. Principales problemas técnicos de una planta de combustión ........................................................ 123
3.3.5. Gasificación: ¿proceso estable en plantas de 0,5 a 2 MW? ............................................................ 125
3.3.6. Logística de la biomasa ................................................................................................................ 127
3.3.7. Situación actual de la generación eléctrica con biomasa ............................................................... 129
3.4. CONCLUSIONES ................................................................................................................................ 132
Capítulo 4 TECNOLOGÍA DE LA COMBUSTIÓN ................................................................................................ 135
4.1. INTRODUCCIÓN ................................................................................................................................ 135
4.2. CONCEPTOS BÁSICOS DEL PROCESO DE COMBUSTIÓN ...................................................................... 135
4.2.1. Composición química de los combustibles ..................................................................................... 135
4.2.2. Propiedades principales de los combustibles ................................................................................. 136
4.2.3. Termoquímica de la combustión ................................................................................................... 138
4.2.4. Pérdidas de energía de la combustión ........................................................................................... 140
iv
4.3. COMPARATIVA DE LAS TECNOLOGÍAS DE COMBUSTIÓN DE LA BIOMASA .......................................... 140
4.3.1. Tecnología de montón o apilamiento de combustible. ................................................................... 141
4.3.2. Tecnología de parrillas. ................................................................................................................ 141
4.3.3. Tecnología de lecho fluidizado. ..................................................................................................... 146
4.3.4. Comparación de tecnologías. ........................................................................................................ 148
4.4. EQUIPOS/SISTEMAS PRINCIPALES DE UNA PLANTA DE COMBUSTIÓN DIRECTA.................................. 150
4.4.1. Línea de proceso .......................................................................................................................... 151
4.4.1.1. Transporte, Almacenamiento y Conducción a Caldera ................................................................... 152
4.4.1.2. Caldera ........................................................................................................................................ 153
4.4.1.3. Turbina de vapor .......................................................................................................................... 155
4.4.1.4. Condensador y Bombeo a Caldera ................................................................................................ 156
4.4.1.5. Alternador.................................................................................................................................... 157
4.4.2. Rendimientos de la instalación ..................................................................................................... 158
4.4.3. Ciclo de Potencia .......................................................................................................................... 159
4.4.3.1. Descripción del Proceso ................................................................................................................ 159
4.4.3.2. Características de turbinas de vapor para ciclos de potencia ......................................................... 160
4.4.3.3. Extracción a desgasificador .......................................................................................................... 161
4.4.3.4. Ventiladores del circuito aire-gases .............................................................................................. 162
4.4.3.5. Ciclo de refrigeración .................................................................................................................... 163
4.4.3.6. Criterios de diseño del condensador .............................................................................................. 164
4.4.3.7. Sistemas de extracción de incondensables .................................................................................... 166
4.5. PRINCIPALES PROBLEMAS DERIVADOS DE LA COMBUSTIÓN DIRECTA ............................................... 168
4.6. ANÁLISIS CASO REAL: ESTUDIO CORROSIÓN CALDERA DE BIOMASA DE SANGÜESA ........................... 169
4.6.1. INTRODUCCIÓN ............................................................................................................................ 169
4.6.2. PROCEDIMIENTOS EXPERIMENTALES ............................................................................................ 171
4.6.2.1. Cálculos termodinámicos .............................................................................................................. 171
4.6.2.2. Caracterización de depósitos ........................................................................................................ 173
4.6.2.3. Caracterización de óxidos ............................................................................................................. 174
4.6.2.4. Medida de temperatura ............................................................................................................... 174
4.6.3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN ........................................................................................................... 174
4.6.3.1. Cálculos termodinámicos .............................................................................................................. 174
4.6.3.2. Caracterización de depósitos ........................................................................................................ 180
v
4.6.3.3. Estudios de los óxidos ................................................................................................................... 182
4.6.3.4. Estudios de la temperatura. .......................................................................................................... 183
4.6.4. ANÁLISIS DE RESULTADOS ............................................................................................................ 183
4.6.5. CONCLUSIONES ............................................................................................................................ 185
Capítulo 5 TECNOLOGÍA DE LA GASIFICACIÓN ................................................................................................ 187
5.1. INTRODUCCIÓN ................................................................................................................................ 187
5.2. ELEMENTOS PRINCIPALES DE LA GASIFICACIÓN ................................................................................ 188
5.2.1. Gases Gasificantes ....................................................................................................................... 188
5.2.2. Características Biomasa para Gasificación .................................................................................... 191
5.2.2.1. Propiedades físicas ....................................................................................................................... 191
5.2.2.2. Composición química .................................................................................................................... 191
5.2.2.3. Catalizadores ............................................................................................................................... 192
5.2.2.4. Contenido de partículas ................................................................................................................ 192
5.2.2.5. Contenido en alquitrán ................................................................................................................. 193
5.2.2.6. Cenizas y Slagging ........................................................................................................................ 193
5.3. ETAPAS DE LA GASIFICACIÓN ............................................................................................................ 195
5.4. TIPOS DE GASIFICACIÓN ................................................................................................................... 199
5.4.1. Procesos de Gasificación en los Reactores ..................................................................................... 200
5.4.1.1. Reactor de lecho móvil ................................................................................................................. 200
5.4.1.2. Reactor de lecho fluidizado ........................................................................................................... 203
5.4.1.3. Reactor de flujo arrastrado ........................................................................................................... 206
5.4.1.4. Reactor de Twin de lecho fluidizado .............................................................................................. 208
5.5. SELECCIÓN DEL GASIFICADOR ........................................................................................................... 209
5.6. PARÁMETROS DE OPERACIÓN DE LA GASIFICACIÓN .......................................................................... 214
5.6.1. Tiempo de residencia .................................................................................................................... 214
5.6.2. Agentes Gasificantes .................................................................................................................... 215
5.6.3. Ratio agente gasificante-biomasa ................................................................................................ 216
5.6.4. Ratio aire-combustible y Ratio equivalente (RE) ............................................................................ 217
5.6.5. Temperatura ................................................................................................................................ 219
5.6.6. Presión ......................................................................................................................................... 222
5.6.7. Eficiencia de conversión del carbón ............................................................................................... 222
5.6.8. Eficiencia en frío y en caliente ....................................................................................................... 223
5.6.9. Cantidad de tars del syngas .......................................................................................................... 224
vi
5.6.10. Velocidad de fluidización .............................................................................................................. 224
5.6.11. Agentes Gasificantes .................................................................................................................... 224
5.7. Sistema de limpieza del syngas ......................................................................................................... 225
5.7.1. Control de tars del syngas............................................................................................................. 225
5.7.2. Limpieza de los gases ................................................................................................................... 228
5.8. SUBSISTEMAS DE PLANTAS DE GASIFICACIÓN ................................................................................... 229
5.8.1. Refrigeración y Limpieza del Gas .................................................................................................. 229
5.8.2. Sistemas de Generación Eléctrica .................................................................................................. 231
5.8.2.1. Motor de encendido por chispa .................................................................................................... 232
5.8.2.2. Motor de encendido por compresión ............................................................................................ 232
5.8.3. Sistemas de Transferencia Directa de Calor ................................................................................... 234
5.9. ELECCIÓN DE LA TECNOLOGÍA .......................................................................................................... 234
5.10. PRINCIPALES RAZONES QUE JUSTIFICAN LA GASIFICACIÓN DE LA BIOMASA ...................................... 236
5.10.1. Renovabilidad .............................................................................................................................. 236
5.10.2. Beneficios Medioambientales ....................................................................................................... 237
5.10.3. Beneficios Sociopolíticos ............................................................................................................... 238
5.11. ATRACCIÓN COMERCIAL DE LA GASIFICACIÓN .................................................................................. 239
5.12. CONCLUSIONES ................................................................................................................................ 240
Capítulo 6 SIMULACIÓN DEL PROCESO DE GASIFICACIÓN............................................................................... 243
6.1. INTRODUCCIÓN ................................................................................................................................ 243
6.2. MODELOS DE SIMULACIÓN DE GASIFICADORES ................................................................................ 244
6.2.1. Modelos de Equilibrio Termodinámico .......................................................................................... 245
6.2.2. Modelos Cinéticos ........................................................................................................................ 245
6.2.3. Modelos de Red Neuronal............................................................................................................. 246
6.2.4. Modelos de Dinámica de Fluidos Computacional (CFD) ................................................................. 246
6.3. SIMULACIÓN DEL PROCESO DE GASIFICACIÓN CON ASPEN PLUS ....................................................... 247
6.3.1. Condicionantes de la Simulación ................................................................................................... 247
6.3.2. Diagrama de Proceso del modelo en ASPEN PLUS ......................................................................... 248
6.3.3. Configuración del modelo en ASPEN PLUS ..................................................................................... 250
6.3.4. Descripción del modelo en ASPEN PLUS ........................................................................................ 251
6.3.5. Parámetros del Modelo 0 ............................................................................................................. 253
6.3.6. Variantes de simulación del modelo del PROCESO DE GASIFICACIÓN ............................................. 254
vii
6.4. RESULTADOS Y DISCUSIÓN DE LA SIMULACIÓN DEL PROCESO DE GASIFICACIÓN ............................... 256
6.4.1. Resultados del modelo 0 de partida .............................................................................................. 256
6.4.2. Efecto de la Temperatura del Gasificador ..................................................................................... 257
6.4.3. Efecto de la Presión del Gasificador .............................................................................................. 261
6.4.4. Efecto del tipo de biomasa............................................................................................................ 263
6.4.5. Efecto del Ratio agente gasificante-biomasa................................................................................. 267
6.4.6. Efecto de los agentes gasificantes................................................................................................. 268
6.5. CONCLUSIONES ................................................................................................................................ 279
Capítulo 7 COMPARATIVA SISTEMAS GENERACIÓN ELÉCTRICA CON BIOMASA ............................................... 283
7.1. INTRODUCCIÓN ................................................................................................................................ 283
7.2. COMBUSTIÓN Y GASIFICACIÓN PARA GENERACIÓN ELÉCTRICA ......................................................... 285
7.3. PLANTAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA CON BIOMASA A TRAVÉS DE LA COMBUSTIÓN DIRECTA ......... 286
7.3.1. Planta Ciclo Rankine Convencional................................................................................................ 286
7.3.2. Planta Ciclo Orgánico Rankine (ORC) ............................................................................................ 291
7.3.3. Planta Ciclo Rankine en Condiciones Supercríticas y Ultrasupercríticas .......................................... 294
7.3.4. Planta Combustión y Aprovechamiento en Motor Stirling .............................................................. 295
7.3.5. Planta Combustión con la Tecnología WTE (Whole Tree Energy) ................................................... 297
7.4. SISTEMAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA CON BIOMASA A TRAVÉS DE LA GASIFICACIÓN ...................... 300
7.4.1. Planta de Gasificación con Turbina de Gas .................................................................................... 304
7.4.2. PLANTA DE GASIFICACIÓN CON CICLO COMBINADO ..................................................................... 308
7.4.3. Planta de Gasificación con Turbina de Gas e Inyección de Vapor ................................................... 310
7.4.4. Planta de Gasificación con Turbina de Gas y Cámara de Combustión Externa ................................ 312
7.4.5. Planta de Gasificación con Motor Alternativo de Combustión Interna (MACI) ................................ 313
7.4.6. Planta De Gasificación con Pila de Combustible ............................................................................ 315
7.4.7. Planta de Gasificación Hibrido con Pila de Combustible y Turbina de Gas ...................................... 317
7.4.8. Planta de Gasificación acoplada a motor y Ciclo Orgánico Rankine (ORC) ...................................... 320
7.4.9. Planta de Gasificación con Motor Stirling ...................................................................................... 324
7.4.10. Planta Gasificación y Vitrificación de Residuos .............................................................................. 326
7.5. SISTEMAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA CON BIOMASA A TRAVÉS DE LA PIROLISIS RÁPIDA (FAST
PYROLISIS) .................................................................................................................................................... 328
7.6. COMPARATIVA FINAL DE TECNOLOGÍAS Y CONCLUSIONES ................................................................ 331
CONCLUSIONES GENERALES .......................................................................................................................... 337
PROPUESTA DE LÍNEAS DE INVESTIGACIÓN COMO CONTINUACIÓN A ESTA TESIS DOCTORAL ......................... 345
viii
BIBLIOGRAFÍA ............................................................................................................................................... 347
LISTADO DE FIGURAS .................................................................................................................................... 369
LISTADO DE TABLAS ...................................................................................................................................... 373
1
PROLOGO
La biomasa es de las primeras fuentes de energía que el hombre ha utilizado a
lo largo de la historia, y que se encuentra en un momento de redescubrimiento
de nuevas vías de utilización, eso sí de modo eficiente tanto en lo
medioambiental como en lo económico.
Son muchos los estudios de viabilidad que se encuentran en desarrollo o que
han sido hechos con el objetivo de utilizar la biomasa, dentro de sus muchas
aplicaciones, para la Generación Eléctrica.
Cómo convertir la energía química de la biomasa en energía eléctrica es la
discusión central de esta Tesis Doctoral sobre las tecnologías utilizadas en este
tipo de transformación, centrándose de modo especial en la Combustión y en
la Gasificación.
La Tesis Doctoral comprende siete capítulos. En el Capítulo 1, se introducen los
conceptos generales de la biomasa como combustible, así como su
caracterización más general: qué energía aporta y en qué otras energías puede
ser transformada. Se presenta, pues, al combustible biomásico. Así mismo se
presentan los métodos actuales que se utilizan para la transformación de la
biomasa en energía y el Marco Legislativo actual, contextualizando el
aprovechamiento energético.
En el Capítulo 2 se analiza la logística de la biomasa, evaluando también las
distancias máximas recomendadas de la biomasa a las plantas, las emisiones de
CO2 derivadas del transporte, los costes, etc. Así mismo se estudian los
procedimientos técnicos utilizados en la manipulación y preparación de la
2
biomasa, desde su origen hasta que comienza en la planta el proceso de
conversión energética.
En el Capítulo 3 se realiza un estudio entre los profesionales del sector sobre
cuál es la tecnología más adecuada en cada caso: Combustión o Gasificación.
En el Capítulos 4 se analiza la Tecnología de la Combustión y sus problemas,
incluyendo el análisis de un caso real: Estudio de corrosión en una caldera de
biomasa de la central de Sangüesa.
En el Capítulo 5 se analiza la Tecnología de la Gasificación enfocada a la
generación eléctrica describiendo los subsistemas y los parámetros de
operación
En el Capítulo 6 se simulan el proceso de gasificación mediante el software
ASPEN PLUS, partiendo de un modelo de procesos estándar y se estudia el
efecto de la modificación de los diferentes parámetros.
Por último, el Capítulo 7 se centra de forma directa en las posibles
configuraciones de plantas para obtener energía eléctrica de la biomasa,
principalmente mediante los procesos de Combustión y Gasificación (también
trata de forma puntual la pirolisis rápida).
El autor
3
Capítulo 0 OBJETIVOS
0.1. OBJETIVOS GENERALES
Lo objetivos generales de esta tesis doctoral son principalmente los siguientes:
1. Analizar el estado del arte de las tecnologías existentes de mayor
idoneidad para convertir la energía química de la biomasa en energía
eléctrica, contextualizado en el momento actual en el ámbito español.
2. Detectar las principales barreras tecnológicas ó los problemas existentes
en las fases de los procesos de obtención de la energía de la biomasa que
le hacen estar en mayor o menor medida sin un grado de desarrollo
importante.
3. Proponer soluciones y abrir vías tecnológicas que eliminen estas barreras
tecnológicas, para que la biomasa pueda constituirse como un
combustible de un nivel de consumo importante para la Generación
Eléctrica.
0.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS
La biomasa ha sido ampliamente utilizada en el mundo como combustible para
generar principalmente calor. El reto de obtener energía eléctrica a partir de la
biomasa, presenta actualmente algunas barreras tecnológicas que deben ser
resueltas.
La biomasa es compleja y no homogénea. Nada tiene que ver la cáscara de
avena con el hueso de oliva o con el resto de poda de vid (sarmiento). Por lo
tanto existen de partida una cantidad inmensa de posibles combustibles
biomásicos, que deberán ser analizados y caracterizados, conforme a unas
pautas bien establecidas. Como primer objetivo (Capítulo 2) se pretende
4
evaluar en cuanto a lo económico y lo medioambiental la fase logística de
recogida de la biomasa. La biomasa es un recurso explotable en España y en el
mundo, pero ¿Cuánto cuesta el disponer de esa biomasa en las centrales de
generación eléctrica? ¿Cuál es el impacto en emisiones de CO2 de transportar
esa biomasa a las plantas? ¿Qué tamaño debería tener una planta para que las
distancias dónde se recoja la biomasa sea razonable? ¿Cómo manipular la
biomasa una vez se recibe esta en la planta de generación eléctrica?
Esta biomasa, portadora de energía química, podrá ser transformada en otros
tipos de energía, mediante varios procedimientos de conversión como la
combustión, la pirolisis, la gasificación…
Y cualquier planta de conversión que se plantee, deberá enmarcarse dentro de
la legalidad energética actual, que tiene de eje común el momento de crisis
económica que nuestra sociedad sufre, que tiene, como consecuencia sobre las
energías renovables, un freno importante en el apoyo de los gobiernos a las
mismas. De esto último surge el importante reto de hacer competitivas
económicamente a las energías renovables frente a las convencionales, ya que
el importante hecho de ser menos contaminantes, no las hace ser
predominantes en uso frente a las energías convencionales. Es decir, prima lo
económico y contaminar es barato.
Hay que partir de la base de que cuando la sociedad ha utilizado la biomasa
como fuente de calor, lo ha hecho de una forma disgregada, no concentrada.
Quiere decir esto, que existían calderas o generadores de calor de la forma que
fueren allí donde era necesario, en escalas mínimas. Y la biomasa, llegaba allí
donde fuera necesaria, por muy pequeño que fuera el consumo que hacían y
esto nunca no fue un problema. Hacían una logística donde cada consumidor
de biomasa, se las gestionaba para conseguirla.
5
Al generar electricidad con biomasa, la pregunta es si este concepto debe
romperse del todo, para avanzar hacia grandes centrales de generación
conectadas a la red eléctrica general de distribución, o bien se debe pensar en
centrales de generación de tamaño medio, o bien en pequeñas centrales ó
minicentrales, asemejándose el esquema al aprovechamiento que nuestra
sociedad ha hecho de la biomasa en la historia.
Una pregunta clave debe responderse en afirmativo antes de empezar
cualquier posible proyecto de planta de generación eléctrica con biomasa: “Si,
se dispone de biomasa y se asegura el suministro para el periodo de vida útil de
la planta de conversión que se pretende construir”. Pero la cuestión ahora es:
¿Qué tipo de conversión energética utilizar para generación eléctrica,
Combustión o Gasificación? ¿De qué depende que se elija una u otra forma de
conversión? En el Capítulo 3 se hace una consulta a profesionales del sector de
la biomasa y la generación eléctrica a través de esta, cuyo objetivo es
responder a la anterior pregunta. Se pretende que estos profesionales
expongan el estado de desarrollo de la biomasa como combustible para la
generación eléctrica, conocer de mano de profesionales del sector la idoneidad
de la gasificación o la combustión para generar electricidad, según otros
parámetros como tamaño de planta. También se discute sobre las principales
problemáticas que presentan la Combustión y la Gasificación dentro de
contexto legislativo actual.
El objetivo del Capítulo 4 es analizar el estado del arte de la Combustión para
generar energía eléctrica a través de la biomasa, incluyendo los principales
aspectos que se deben de tener en cuenta en el diseño de una planta de
combustión, así como las principales problemáticas existentes en este tipo de
plantas. Como objetivo adicional se incluye el análisis de los problemas de
6
depósitos y corrosión en los tubos de los sobrecalentadores de la Central
Eléctrica de Biomasa de Sangüesa.
El objetivo del Capítulo 5 versa sobre el análisis de los principales parámetros
que son clave en el proceso de gasificación, así como el estudio de las
principales barreras técnicas a la consolidación de esta tecnología de
conversión energética de la biomasa.
Como continuación al Capítulo 5, el objetivo del Capítulo 6 es simular la
conversión energética del proceso de gasificación (por considerar que se
encuentra en un nivel de evolución tecnológica inferior a la combustión
respecto a la biomasa, presentando mayores inestabilidades), y analizar los
efectos que sobre el proceso tiene la variación de parámetros como la
temperatura, la presión y los tipos/ratios de agentes gasificantes.
Por último, en el Capítulo 7, el objetivo es recopilar todas las posibles opciones
de configuración que existen tanto con la Combustión como la Gasificación, con
sus equipos aguas abajo, es decir, a partir del calor de la combustión y del
syngas de la gasificación, analizar que opciones existen hasta llegar a la energía
eléctrica, indicando para cada sistema su rendimientos y costes de inversión
entre otros.
7
Capítulo 1 ANTECEDENTES
1.1. CONCEPTOS GENERALES SOBRE BIOMASA
1.1.1. INTRODUCCIÓN
El conocimiento de las características de la biomasa es imprescindible para
poder optimizar las tecnologías para su aprovechamiento energético.
La biomasa es todo aquello que tiene vida o que la ha tenido recientemente o
que es un residuo en cualquiera de sus formas de ésta.
Desde el punto de vista del aprovechamiento energético, la biomasa puede
clasificarse en:
Biomasa de residuos
o Residuos ganaderos
o Residuos sólidos urbanos
o Residuos agrícolas
o Residuos forestales
Biomasa de cultivos energéticos
Las diferencias entre la biomasa y los combustibles fósiles son:
Que los dos emiten CO2 a la atmósfera, pero la biomasa equilibra estas
emisiones con el CO2 que absorbe en su periodo de fotosíntesis. Absorbe
aproximadamente 1,3 t CO2/t biomasa [1].
Que la biomasa no tiene tantos sulfuros, por lo que sus efectos
contaminantes serán inferiores en este respecto, y no serán necesarios
tratamientos de limpieza de gases tan exigentes (según el tipo de
biomasa)
8
1.1.2. ORIGEN DE LA ENERGÍA DE LA BIOMASA
Podemos definir biocombustible a toda materia de origen animal o vegetal que
es objeto de poder ser utilizada como combustible energético. Entre la
totalidad de la biomasa, podemos distinguir [2]:
Biomasa primaria: la energía solar convertida por la vegetación en
materia orgánica mediante la fotosíntesis (energía química almacenada).
Biomasa secundaria o animal: la obtenida cuando los animales
transforman la biomasa primaria.
Biomasa industrial: la que se obtiene cuando las industrias transforman
las 2 anteriores, generando subproductos residuales
Biomasa urbana: La que deriva del uso de la población de las 3 anteriores
biomasas, generando residuos sólidos urbanos y residuos líquidos (aguas
residuales urbanas).
En definitiva la biomasa puede ser producida por diversas fuentes:
Figura 1. Clasificación de las fuentes de biomasa
9
1.1.2.1. Ecosistemas Silvestres
A esta biomasa se le denomina biomasa natural. Es necesario señalar que la
explotación de la biomasa natural de los bosques y selvas en cantidades
superiores a la capacidad de generación del ecosistema produciría un daño
irreparable en el planeta, ya que esta constituye el gran pulmón del planeta.
1.1.2.2. Biomasa Residual
La biomasa residual es aquella derivada de determinadas actividades
ganaderas, agrícolas, forestales, industriales, domésticas…
Como residuos ganaderos más importantes podemos citar el estiércol,
proveniente de deyecciones sólidas y los purines, provenientes de deyecciones
líquidas y aguas de lavado. También estarían los residuos de origen cárnico,
que pueden ser utilizados después de someterlos a ciertas transformaciones.
Por ejemplo, pueden ser utilizados para producir biogás (mezcla de metano y
otros gases, que se desprenden en la degradación anaerobia de la materia
orgánica por la acción de microorganismos).
Las aguas residuales urbanas se enmarcarían dentro de la biomasa animal.
Los residuos agrícolas se clasifican principalmente en herbáceos (combustible,
tallos, cascarillas…) y leñosos (restos de podas, ramas…).
Los residuos forestales pueden clasificarse en dos grupos: los que provienen de
la limpieza para mantenimiento de los bosques y los que derivan de la industria
maderera.
Los residuos industriales se generan en diferentes sectores de actividad. Sin
embargo, solo aquellas industrias que generan residuos orgánicos en
10
cantidades importantes se pueden plantear alguna forma de valorización de los
mismos.
Por ejemplo, algunas de las industrias que generan residuos en cuantía para
que pueda ser considerado su aprovechamiento son:
Industrias de conservas vegetales (huesos de frutas, de aceitunas…)
Productoras de aceite de oliva (orujillos, huesos..)
Aceites de semilla (cáscaras)
Productores de vinos (despalillado, lías [sustancias sólidas acumuladas en
el fondo de los depósitos tras la fermentación del vino]…)
Elaboradoras de frutos secos (cáscaras de frutos secos, almendras…)
Fábricas de cerveza (bagazo [residuo de materia después de extraído su
jugo] y lodos de depuración)
Los residuos sólidos urbanos (RSU), son los residuos que genera la población en
su domicilio. Su aprovechamiento presenta particularidades por la diversidad
de posibles residuos que contiene.
1.1.2.3. Cultivos Energéticos
Son los cultivos que se llevan a cabo con el propósito exclusivo de obtener
materiales con características especiales para ser aprovechados
energéticamente. Se clasifican en cuatro grupos:
Cultivos tradicionales. Cultivos que el hombre ha utilizado
habitualmente, y que ya no son rentables para su aplicación alimenticia o
industrial habitual. Ejemplos como los cereales, la remolacha, la caña de
azúcar…. Este tipo de explotaciones presentan el inconveniente de su
competitividad con la producción de alimentos.
11
Cultivos poco frecuentes. Cultivos que pueden implantarse en terrenos
difíciles de explotar por los cultivos destinados a la alimentación.
Ejemplos son las plantaciones de pitas, cardos. Estos no compiten con la
producción de alimentos.
Cultivos acuáticos. Serían principalmente las aguas en aguas saladas y los
jacintos en aguas dulces. Podrían cultivarse con finalidad energética.
Cultivos óptimos para la obtención de combustibles líquidos. Plantas con
propiedades similares a los derivados del petróleo, que mediante un
sencillo tratamiento pueden proporcionar combustibles líquidos.
Ejemplos son la palma africana, la tabaiba…
1.1.2.4. Biomasa Fósil
El petróleo y el carbón, también constituyen biomasa de origen animal o
vegetal que fue enterrada hace miles de años, y que por diferentes procesos de
ha convertido en biomasa fósil.
Este tipo de biomasa fósil, no tiene el carácter de renovable, porque su
agotamiento es mucho más rápido que la posibilidad de que vuelva a generarse
para un aprovechamiento más o menos inmediato.
1.1.3. PRINCIPALES TIPOS DE BIOMASA
La biomasa con posible destino al aprovechamiento energético, se pueden
dividir en dos grandes grupos:
12
Biomasa virgen: madera, plantas, hojas (lignocelulosa), cultivos y
vegetales (carbohidratos).
Residuos sólidos y líquidos: RSU (residuos sólidos urbanos), aguas
residuales, desechos animales; gases de vertederos controlados, y
residuos agrícolas.
Otra clasificación posible de la biomasa, según Basu [3], es la siguiente:
Biomasa Lignocelulósica:
La mayor parte de la biomasa es lignocelulósica. El material lignocelulósico es la
parte no almidonosa y fibrosa de las plantas. Celulosa, hemicelulosa y lignina
son los tres principales constituyentes. No es muy digestiva para los humanos,
por lo que no interfiere en el mercado alimentario.
Un ejemplo de biomasa lignocelulósica es la madera, que es una planta
vascular que tiene un tallo sobre el suelo y es cubierta por una capa de espesa
corteza. La madera incluye los árboles, los arbustos, los cactus, las viñas…
Pueden ser de dos tipos: herbáceos o leñosos.
Una planta herbácea tiene hojas y tallos y muere anualmente al final de su
crecimiento. Cebada y arroz son ejemplos de plantas herbáceas que desarrollan
duros tallos. Las plantas herbáceas no tienen corteza.
Las plantas leñosas no son estacionales. Estas viven todo el año, con sus tallos
en el suelo. Los grandes árboles recaen en esta categoría.
El tronco y las hojas de los árboles forman uno de los grandes grupos de
biomasa disponible.
Existe un gran interés en el cultivo de plantas exclusivamente para el
aprovechamiento energético. Estos cultivos son generalmente lignocelulosicos.
Estos tienen un periodo corto de crecimiento y altos rendimientos productivos,
requiriendo pocos fertilizantes, por lo que tienen periodos cortos de
13
amortización. Los cultivos energéticos se plantan con alta densidad. Chopos,
forrajes y sauces, son algunos de los cultivos en desarrollo.
Cultivos y vegetales:
Mientras el cuerpo de una planta o árbol es principalmente lignocelulosica, los
frutos son una fuente de carbohidratos, almidón y azúcar. Algunas plantas
incluso proporcionan grasa. Los frutos suelen ser digestivos para los humanos,
pero no los suelen ser las estructuras de las plantas. Es por ello, que el uso de
este tipo de biomasa para el aprovechamiento energético puede afectar al
mercado alimentario.
Comparados con los compuestos lignocelulosicos, los carbohidratos son fáciles
de disolver, por lo que es relativamente sencillo producir combustibles líquidos
a partir de ellos, a través de procesos de fermentación. Es por ello que la mayor
parte de las plantas de etanol utilizan frutos como combustible (cocos, girasol,
mostaza…).
Residuos:
Los residuos, como se exponía anteriormente, son biomasa secundaria (o
terciaria, según autores), ya que derivan de la biomasa primaria (arboles,
vegetales, carne…) derivada de diferentes etapas de su uso. Los residuos
sólidos urbanos (RSU) son una importante fuente de biomasa residual, y mucho
de estos son componentes renovables como restos de comida orgánicos,
hojas, papeles… Sin embargo los componentes inertes de los RSU como vidrio,
plásticos, metales… no son considerados biomasa. Es por ello muy importante
la recogida selectiva de RSU, para poder valorizarlos al máximo en términos
energéticos.
14
Las aguas residuales que contienen los desechos humanos, grasas y otros
residuos, son una importante fuente de biomasa, que puede ser aprovechada
en las depuradoras para la generación de metano, a través de la digestión
anaeróbica de los fangos digeridos.
Los vertederos controlados también son una fuente energética importante a
través del metano que generan en la descomposición de los residuos.
Figura 2. Vertedero donde se produce metano a través de los residuos (digestión
anaeróbica)
1.1.4. ESTRUCTURA DE LA BIOMASA
La biomasa es una compleja mezcla de materiales orgánicos como
carbohidratos, grasas y proteínas, junto con pequeñas cantidades de minerales
como sodio, fósforo, calcio o hierro.
Los principales componentes de la biomasa son [3]:
15
Sustancias extractivas: son sustancias presentes en tejidos animales o
vegetales, que pueden ser separadas con sucesivos tratamientos con
solventes y recuperadas por evaporación de la solución. Incluyen las
proteínas, aceites, almidón, azúcar…
Pared celular: proporcionan fuerza estructural a la planta, permitiendo
estar erguidas sobre el suelo. La pared celular típica está hecha de
carbohidratos y lignina. Los carbohidratos son principalmente fibras de
celulosa o hemicelulosa, las cuales aportan la rigidez estructural a la
planta; la lignina mantiene a las fibras unidas.
Cenizas: son la parte inorgánica de la biomasa.
1.1.5. CLASIFICACIÓN GENERAL DE LOS
COMBUSTIBLES BIOMÁSICOS
La clasificación es un medio importante de evaluar las propiedades de un
combustible. Los combustibles pertenecientes a un grupo particular tienen
comportamiento similar a los otros combustibles que también pertenecen a
este grupo.
Existen tres métodos principales de clasificación de los combustibles a partir de
sus componentes químicos: ratios atómicos, el ratio de materia lignocelulosica
y el diagrama ternario [3].
1.1.5.1. Ratio Atómico
Esta clasificación puede ayudar a entender el poder calorífico de un
combustible, entre otras cosas. Por ejemplo, el poder calorífico superior de una
16
biomasa correlaciona bien con el ratio oxígeno-carbono de la misma (O/C),
extendiéndose desde 38 hasta 15 MJ/kg, cuando el ratio se incrementa desde
0,1 hasta 0,7. Cuando el ratio hidrógeno-carbono (H/C) aumenta, el poder
calorífico del fuel se reduce.
El ratio atómico es basado en el hidrógeno, oxígeno y carbono contenido en el
combustible. La siguiente figura muestra los ratios (H/C) contra los ratios (O/C)
en una base seca y libre de cenizas para todos los combustibles, desde la
antracita rica en carbono hasta las biomasas deficientes en el mismo.
Figura 3. Diagrama Krevelen para carbón, biomasa y biomasa torrefactada [4]
Este diagrama conocido como Diagrama de Krevelen, muestra que la biomasa
tiene ratios más altos de H/C y O/C que los combustibles fósiles. Para un amplio
rango de combustibles biomásicos, el ratio H/C puede expresarse por medio es
esta función lineal del ratio O/C [5].
(H/C)= 1,4125*(O/C)+0,5004
La biomasa fresca como las hojas tiene bajo poder calorífico debido a sus
elevados ratios H/C y O/C.
17
Entre todos los hidrocarburos, los combustibles biomásicos son los que tienen
mayores contenidos en carbono, que no benefician en nada a la biomasa en sus
procesos para transformarla en calor ni para transformarla en combustibles
líquidos. Los altos contenidos de oxígeno de la biomasa consumen parte del
hidrógeno de la misma, produciendo agua no beneficiosa reduciendo los
rendimientos del proceso.
1.1.5.2. Ratio De Materia Lignocelulosica
La biomasa puede también ser clasificada según su proporción de celulosa,
hemicelulosa y lignina. Por ejemplo, se puede estimar el comportamiento de
una biomasa en un proceso de pirolisis según la proporción de estos
componentes [5].
La figura siguiente muestra el ratio hemicelulosa/lignina frente al ratio de
celulosa/lignina de varios tipos de biomasa. A pesar del dispersamiento, puede
detectarse cierta proporcionalidad entre los dos ratios [3].
Figura 4. Ratio hemicelulosa/lignina frente al ratio de celulosa/lignina de varios
tipos de biomasa [3]
18
1.1.5.3. Diagrama Ternario
El diagrama ternario no es una herramienta para la clasificación de la biomasa,
pero es muy útil en la representación de los procesos de conversión de la
biomasa [3].
Los tres vértices del triángulo representan carbono puro, oxígeno e hidrógeno,
en una concentración del 100%. Los puntos dentro del triángulo representan
mezclas ternarias de los tres componentes. El lado opuesto a un vértice
representa concentración cero de ese componente. Por ejemplo, la línea
horizontal representa concentración cero de hidrógeno, con mezclas binarias
de carbono y oxígeno.
Un combustible biomásico está cerca del hidrógeno y del oxígeno mientras que
el carbón está muy cerca del carbono puro.
En relación a los procesos que aparecen en el diagrama ternario podemos
decir:
Pirolisis lenta (P). La flecha indica hacia donde se da la formación de char
o carbón vegetal.
Pirolisis rápida (F). La flecha se dirige hacia mayor contenido en
hidrógeno y menos en oxígeno, lo cual es reflejo de la formación de
combustibles líquidos.
Gasificación con oxígeno (O). La flecha indica movimiento hacia el vértice
del oxígeno.
Gasificación con vapor (S). La fecha marca hacia lado contrario al vértice
del carbono.
Hidrogenación (H). La flecha se dirige hacia el vértice de hidrógeno.
19
Figura 5. Diagrama ternario de transformaciones de la biomasa.
1.1.6. POTENCIAL DE LA ENERGÍA DE LA BIOMASA
La biomasa constituye la energía solar almacenada en forma de energía
química.
Los estudios realizados a escala mundial, entre otros, el Panel
lntergubernamental sobre Cambio Climático, establece que antes de 2100 la
cuota de participación de la biomasa en la producción mundial de energía debe
estar entre el 25 y el 46% [6].
Los tipos de combustibles primarios que se pueden obtener de la biomasa son:
Líquidos: bioetanol, biodiésel, metanol, aceite vegetal y aceite de
pirolisis.
20
Gaseosos: biogás (CH4, CO2), gas producido (CO, H2, CH4, CO2, H2O),
syngas (CO2, H2) y substituto natural del gas (CH4).
Sólidos: carbón vegetal, biomasa torrefactada
1.1.7. ASPECTOS POSITIVOS Y NEGATIVOS DE LA
BIOMASA
Los principales aspectos positivos de la biomasa son los siguientes:
- El uso de la biomasa como fuente de energía alternativa, renovable y limpia
evitaría la dependencia exterior en el suministro de energía de terceros
países.
Ventajas medioambientales:
- Su utilización no contribuye al aumento del efecto invernadero, ya que el
CO2 emitido está en las mismas cantidades que con anterioridad había sido
fijado para el crecimiento de la biomasa.
- Reducción de emisiones de azufre e hidrocarburos policíclicos altamente
contaminantes e iniciadores de la lluvia ácida.
- Se utiliza un recurso renovable en periodos cortos de tiempo.
- Obtención de productos biodegradables.
- Si se usa como aditivo o sustituto de carburantes fósiles, participa en la
reducción de los GEI (Gases de Efecto Invernadero).
- Eliminan residuos como la biomasa húmeda (purines), evitando la
contaminación de los suelos y los malos olores.
- En lo referente a los residuos agrícolas: su aprovechamiento evita incendios
forestales y al ser materiales residuales se gestiona de forma adecuada. En
España destacan el combustible de los cereales, residuos de almazara, y
podas de árboles.
21
- Ventajas socioeconómicas:
- Diversificación energética.
- La implantación de cultivos energéticos en tierras abandonadas evita la
erosión del suelo
- Generación de recursos a partir de residuos agrícolas que en algún caso
pueden generar problemas como los purines.
- Permite, en general, un incremento de la actividad agrícola y económica.
- Creación de puestos de trabajo en el aprovechamiento de algunos tipos de
biomasa.
- Canaliza los excedentes agrícolas alimentarios.
Como desventajas, podemos citar las siguientes:
- Baja densidad energética.
- Problemas en la disposición y abastecimiento de la materia prima con
continuidad, de calidad suficiente y en cantidad.
- Menor rendimiento de los combustibles derivados de la biomasa.
- Altos costes de recolección, transporte y almacenamiento por su baja
densidad.
- Necesidad de acondicionamiento o transformación para su utilización.
1.2. METODOS DE TRANSFORMACIÓN DE LA BIOMASA EN
ENERGÍAS
1.2.1. INTRODUCCIÓN
La transformación energética de la biomasa se puede llevar a cabo
principalmente por 2 vías, según [7]:
22
Procesos bioquímicos, como la fermentación.
Procesos termoquímicos, como la pirolisis y la gasificación.
Los principales métodos de transformación de la biomasa en otras formas de
energía son:
Combustión
Gasificación
Metanización
Pirolisis
Torrefacción
Fermentación alcohólica
Biogás de los vertederos
Síntesis Fischer- Tropsch
Síntesis de metanol
Transesterificación
Producción de biohidrógeno
1.2.2. CONVERSIÓN FÍSICA
La heterogeneidad en la naturaleza y formas de la biomasa primaria hace que
sea necesaria la adecuación y estandarización del formato y de las
características físicas de la biomasa a las requeridas según la tecnología de
conversión de energía posteriormente empleada.
Las tecnologías de preparación física de la biomasa se basan en
procesos de densificación/compactación (astillado y la molienda) con el
23
objetivo de homogeneizar las propiedades físicas del material, incrementar la
densidad calorífica y estandarizar el formato de la biomasa.
Figura 6. Clasificación de las diversas tecnologías de transformación energética
de la biomasa
BIOMASA
PROCESOS TERMOQUÍMICOS
PIRÓLISIS
GASIFICACIÓN
CON AGUA
AIRE/ OXÍGENO
VAPOR DE AGUA COMBUSTIÓN
PROCESOS BIOQUÍMICOS
DIGESTIÓN
AERÓBICA
ANAERÓBICA
FERMENTACIÓN ALCOHÓLICA
HIDRÓLISIS
QUÍMICOS ESTERIFICACIÓN
FÍSICOS
ASTILLADO
BRIQUETADO
PELETIZADO
24
1.2.2.1. Astillado
El astillado de la biomasa se basa en la trituración de la materia para la
obtención de fragmentos (entre 2 y 10 cm de longitud). El producto final, la
astilla, es la que se utiliza en la totalidad
de procesos de transformación energética de biomasa de media y gran
envergadura. Se caracteriza por tener una forma plana o cilíndrica,
predominando la longitud (3 - 10 cm) y la amplitud (2 - 6 cm) sobre el grosor
(<2 cm). La densidad aparente es baja (250 - 350 kg/m3) en relación a
otros combustibles como el carbón y los pellets de madera.
La trituración de la biomasa, a diferencia de otros procesos de transformación
física, se puede efectuar tanto en el lugar de origen o precedencia de la
biomasa (trituración in-situ), como fuera del entorno de origen o en la propia
planta de conversión energética (trituración ex-situ). Las astilladoras se
pueden clasificar según el tipo del equipo, mecanismo de astillado, modo
de alimentación del material a triturar y salida de la astilla, según se puede ver
en la siguiente tabla:
Tipo de clasificación Tipo de astilladora
Instalación
Instalación
Fijas
Montadas
Remolcadas
Montadas Remolcadas
Mecanismo de astillado Tambor Disco Cuchillas
Alimentación / entrada
del material Manual Mecánica
Salida de la astilla Por gravedad Por ventilación
Tabla 1 Clasif icación de ast il ladoras [8] .
25
1.2.2.2. Briquetado
El briquetado consiste en la compresión de la materia vegetal (madera,
cáscaras de arroz, paja, aserrín, etc.) a una presión superior a 200 MPa hasta
producir un aumento de la temperatura del material hasta 100- 150ºC. A
temperaturas elevadas la lignina se plastifica permitiendo la formación de
unidades compactas.
Una briquetadora consiste en una tolva de alimentación, un sistema
dosificador simple o múltiple de velocidad variable, una cámara de
compactación o densificadora, un canal refrigerante y
un sistema de corte. La prensa es el componente clave en la producción de
briquetas. Se disponen
de cuatro tipos de briquetadoras, utilizadas en función de su aplicación
industrial y del tipo de material comprimir: (a) Prensa de impacto; (b) Prensa de
extrusión; (c) Prensa de briquetado hidráulica o neumática; y (d) Prensa de
doble rodillo [8].
La característica común de las briquetas es su elevada densidad (1000 - 1300
kg/m3). La forma es normalmente cilíndrica con diámetros comprendidos entre
3 y 20 cm, y longitudes entre los 15 y 50 cm. Otra forma usual de briqueta es el
prisma cuadrado o el prisma hexagonal vacío. También se pueden obtener
formas de ladrillo.
La humedad final de la briqueta depende de las características físico-químicas
del material que se requiere prensar y de la forma final del producto (8 al 10%
de humedad en la salida de la prensa).
26
1.2.2.3. Peletizado
El peletizado se basa en la compresión de la materia vegetal (astillas, serrines,
etc.) mediante la acción de unos rodillos (de 1 a 5 rodillos) contra una matriz de
agujeros de entre 0,5 a 2,5 cm de diámetro [8].
Si el material de entrada presenta dimensiones mayores a astillas, se requiere
de un proceso de astillado previo al prensado con los rodillos. Una vez formado
el pellet, es necesario un proceso de tamizado para la homogeneización del
tamaño del producto final.
El pellet (ver Fig.7) es un pequeño cilindro de tamaño variable (2 - 7 cm de
longitud; 1,5 cm de amplitud), con una humedad inferior al 12%. La densidad
del pelet es relativamente elevada en comparación a las astillas (1000 - 1300
kg/m3) [8]. Los factores que influyen en esta densidad son los siguientes:
El tipo de materia prima prensada. A mayor densidad del material
original, mayor es la densidad del pellet.
La presión ejercida por la prensa, variable según la maquinaria utilizada.
El poder calorífico de los pellets es superior al de las leñas, astillas y briquetas.
Dependiendo de la densidad y humedad de la biomasa inicial, el producto
contendrá un poder calorífico de entre 21 - 22 MJ/kg [8].
1.2.3. CONVERSIÓN BIOQUÍMICA-QUÍMICA
En la conversión bioquímica [3], las moléculas de biomasa se rompen dando
lugar a la formación de moléculas más pequeñas, por medio de bacterias o
enzimas. Este proceso es mucho más lento que las conversiones
27
termoquímicas, pero también es necesario un menor aporte de energía
externo.
Figura 7. Pellets producidos de distintos tipos de biomasa [9]
1.2.3.1. Digestión
Existen dos tipos de digestión biomásica en función del oxígeno presente:
o Aeróbica. Con oxígeno. Las bacterias utilizan el oxígeno del aire,
produciendo dióxido de carbono, calor y un sólido digerido.
o Anaeróbica. Se lleva a cabo en ausencia de oxígeno. Las bacterias
utilizan el oxígeno de la biomasa en lugar de tomarlo del aire
(ausente). Los principales productos son metano y dióxido de
28
carbono además de los residuos sólidos. Este metano suele ser
quemado en motores de gas con aplicaciones de cogeneración.
1.2.3.2. Fermentación
En la fermentación, parte de la biomasa se transforma en azucares, por medio
de ácidos o enzimas. El azúcar se convierte después en etanol u otros
productos químicos, con ayuda de levaduras. La lignina no se convierte y es
después utilizada en combustión o en conversión termoquímica en otros
compuestos químicos. Los productos de la fermentación son líquidos, como el
etanol. La fermentación no es posible con biomasa celulósica, por la dificultad
de romper (hidrolizar), la materia en azucares fermentables.
El bioetanol se obtiene a partir de la fermentación de los azúcares contenidos
en las siguientes materias primas [8]:
Materias ricas en sacarosa: caña de azúcar.
Materias ricas en almidón: cereales (maíz, trigo, cebada) y tubérculos
(patata, yuca).
Materias ricas en celulosa: madera, residuos agrícolas o residuos
municipales de naturaleza lignocelulósica.
La fermentación del azúcar contenido en la materia lignocelulósica es
posible cuando previamente se realiza una hidrólisis ácida de la materia.
A diferencia del “bioetanol de 1ª generación”, el etanol de celulosa o
“bioetanol de 2ª generación” se basa en el aprovechamiento de la materia
celulósica procedente de residuos agrícolas (ej.: paja, caña del maíz), otros
materiales lignocelulósicos (ej.: astillas de madera) o cultivos energéticos
29
(ej.: Miscanthus) como materias primas, obteniendo rendimientos
energéticos elevados. A partir de 1 tonelada de paja de cereal se producen:
310 l de etanol, 70 m3 de CH4, 20 m3 de H2 y 230 kg de combustible sólido [8].
El conflicto del uso de la biomasa para fines alimenticios y para la
producción de biocombustibles sería resuelto mediante el avance de esta
tecnología.
1.2.3.3. Transesterificación
A partir de las semillas de algunos tipos de biomasa, como por ejemplo el
girasol, se obtienen aceites vegetales, que junto con alcoholes sufren un
proceso llamado transesterificación en el que se convierten en biodiesel.
Las materias primeras utilizadas para la producción del biodiesel son [8]:
Plantas oleaginosas convencionales: Colza, girasol y soja.
Cultivos energéticos alternativos. Especies productoras de semillas
oleaginosas no convencionales: el cardo (Cynara Cardunculus), la
colza etíope (Brassica carinata) y la camelina (Camelina sativa), entre
otras.
Aceites usados y grasas animales
Es usado en España como alternativa al diésel, aunque la rentabilidad del diésel
sigue estando cuestionada.
Un proceso de producción de biodiesel a partir de aceites vegetales usados,
consta de las siguientes etapas [1]:
1. Refino: Consiste en la limpieza previa, secado y aspiración de la materia
prima, depositándose la misma en silos de almacenamiento. A
continuación, se realiza un prensado y un tamizado.
30
2. Transesterificación: Se emplea metanol e hidróxido potásico, provocando
la reacción química que produce el éster metílico.
3. Depuración y secado: La depuración se realiza añadiendo pequeñas
cantidades de agua y ácido. Posteriormente se realiza un secado por
destilación, obteniéndose el biodiesel final.
1.2.4. CONVERSIÓN TERMOQUÍMICA
Existen cuatro principales vías de conversión termoquímica de la biomasa:
1.2.4.1. Combustión
Proceso que se lleva a cabo a altas temperaturas y en exceso de aire
estequiométrico, resultando como productos dióxido de carbono y vapor de
agua. La biomasa puede ser utilizada como único combustible o mezclada con
otros combustibles fósiles (co-combustión).
Se refiere a la reacción de oxidación completa de la biomasa con aire
normalmente precalentado, inyectado en el horno.
La humedad de esta biomasa se elimina por evaporación. Después se rompen
las cadenas macromoleculares orgánicas formando moléculas más pequeñas.
Algunas de ellas son gases inertes o combustibles que se escapan del producto
en descomposición. Estos últimos (CO, H2, CH4, SO2), se oxidan inmediatamente
al entrar en contacto con el aire y constituyen las llamas. Estas permiten
continuar el calentamiento de los residuos y de los productos intermedios
formados. Se forman nuevas moléculas más cortas [10].
31
Figura 8. Grafico del ciclo que se produce durante la combustión [2]
La combustión produce gases calientes a temperaturas de entre 800-1000 ºC.
Es posible quemar cualquier tipo de biomasa con humedades inferiores a 50%
(por encima de esta humedad es mejor utilizarla en procesos de conversión
biológica).
La escala de las plantas de combustión va de muy pequeños usos domésticos a
plantas de gran tamaño de hasta los 3000 MW. La co-combustión con carbón
es una aplicación muy atractiva por los altos rendimientos que se obtienen.
Evaporación de la humedad de la biomasa
Rotura de las cadenas macroleculares
Se forman moléculas más pequeñas
Algunas son gases inertes o combustibles,
que se oxidan y constituyen las llamas
(CO, H2, CH4...)
Continuación del calentamiento de los
residuos y de los productos intermedios
32
Los rendimientos de las plantas de combustión de generación eléctrica están
entre el 20 y el 40% según tecnologías. Los mayores rendimientos se obtienen
con plantas de más de 100 MWe o en co-combustión [11].
1.2.4.2. Pirolisis
Tiene lugar en ausencia total de oxígeno y a una temperatura relativamente
baja. Grandes moléculas de hidrocarburos se rompen en moléculas de
hidrocarburos más pequeñas. La pirolisis genera como productos gases,
líquidos o sólidos. El proceso suele venir acompañado de una combustión
parcial, que aporta la energía necesaria para que se lleve a cabo, ya que se
trata de reacciones endotérmicas, que requieren de un aporte externo de
energía. Existen principalmente tres tipos de pirolisis:
o Torrefacción o pirolisis ligera. En este proceso, la biomasa es
calentada a una temperatura desde los 230 a los 300 ºC, en
ausencia de oxígeno. Con madera como combustible, su estructura
química es alterada, y se produce dióxido de carbono, monóxido
de carbono, agua, ácido acético y metanol. La torrefacción
incrementa la densidad energética de la biomasa, reduciendo con
ellos sus costes de transporte.
o Pirolisis lenta. Produce gas y carbón vegetal
o Pirolisis rápida. Genera principalmente combustible líquido
(líquido pirolítico). Eficiencia de hasta un 80% [11].
La pirolisis es una técnica muy prometedora en el campo de conversión
energética de la biomasa residual, aunque presenta problemas de estabilidad
térmica y de corrosión.
33
1.2.4.3. Gasificación
Se lleva a cabo en un ambiente pobre en oxígeno. Convierte los combustibles
fósiles o no fósiles en gases combustibles, denominados syngas, y otros
productos químicos. Requiere un medio para la reacción o agente gasificante,
que puede ser gas (aire, oxígeno, vapor o mezcla de estos) o de agua
supercrítica.
Opera normalmente a temperaturas entre 800-900 ºC, produciendo syngas de
4-6 MJ/m3 N, pudiendo ser quemado directamente en otros sistemas como
turbinas de gas o motores [11].
La producción de syngas desde la biomasa permite la producción de metanol e
hidrógeno, siendo muy buenas opciones para ser transportados.
Actualmente, la gasificación de combustibles fósiles es más común que la de
combustibles biomásicos. Existen tres principales razones por las que llevar a
cabo la gasificación, que no es más que la transformación de un combustible en
otro:
o Aumentar el poder calorífico del combustible, eliminando
componentes no combustibles como el nitrógeno y el agua.
o Eliminar sulfuros y nitrógeno, de modo que al quemar el
combustible, no son liberados a la atmósfera en forma de
contaminantes.
o Reducir el ratio másico carbón-hidrógeno en el combustible.
La gasificación se lleva a cabo en tres tipos de gasificadores principalmente: de
lecho móvil o fijo (que puede ser updraft-contracorriente o downdraft-
corrientes paralelas), de lecho fluidizado o de lecho arrastrado. La mayor parte
34
de los gasificadores actuales son de tipo downdraft de lecho móvil, y los
segundos más instalados son los de lecho fluidizado.
Este proceso será desarrollado en profundidad en el Capítulo 5.
1.2.4.4. Licuefacción
En este proceso, las grandes moléculas biomásicas son descompuestas en
moléculas líquidas más pequeñas. Esto ocurre a más bajas temperaturas y en
presencia de algún tipo de catalizador. Puede llevarse a cabo por medio de la
pirolisis, gasificación o por procesos hidrotermicos. En un proceso
hidrotérmico, la biomasa es convertida en un combustible líquido, a través del
contacto que mantiene la biomasa con el agua a altas temperaturas (300-350
ºC) con altas presiones (12-20 MPa) durante un determinado periodo de
tiempo.
En la siguiente tabla se pueden observar los principales parámetros de
operación de estos procesos termoquímicos:
PROCESO TEMPERATURA
(ºC) PRESIÓN (MPa) CATALIZADOR SECADO
LICUEFACCIÓN 250-330 5-20 Esencial No necesario
PIRÓLISIS 380-530 0,1-0,5 No necesario Necesario
COMBUSTIÓN 700-1400 >0,1 No necesario
No necesario,
pero mejora el
proceso
GASIFICACIÓN 500-1300 >0,1 No necesario Necesario
Tabla 2 Comparativa de los pr incipales procesos de conversión
termoquímica de la b iomasa.
35
1.3. ANÁLISIS DE LA NORMATIVA ESPAÑOLA SOBRE
BIOMASA COMO ENERGÍA PRIMARIA: CONSECUENCIAS
DE LA MISMA
1.3.1. INTRODUCCIÓN
La legislación actual en el contexto de la biomasa es clave para su desarrollo y
en la actual situación nos encontramos en pleno debate sobre ello.
Habría varios temas a tener en cuenta como, por ejemplo, si debe la legislación
asegurar la viabilidad económica del sector de la biomasa o dicho de otra
manera, asegurar un entorno rentable.
Los detractores de esto, que apuestan por las tecnologías convencionales, se
apoyan en los precios más económicos con las que estas son capaces de
generar la energía eléctrica, en oposición al conjunto de energías renovables
que necesita la continua inyección económica de las instituciones.
La respuesta de los que apuestan por las renovables en general, y en la
biomasa en particular se centra en que tal vez no se pague o no esté tasado
correctamente lo que cuesta contaminar con las tecnologías convencionales. Es
decir, que existe una situación de desprotección y contaminación del
medioambiente, desproporcionada, a favor únicamente de tener unos precios
bajos de la energía que consumimos.
El asunto es que parece que prima el precio, sobre la contaminación, los
mercados, sobre la responsabilidad que hay que tener en el aprovechamiento
de los medios naturales, todo ello en un mundo globalizado en el que la
competitividad es muy alta y en un momento de crisis tan acusado, en el que
contaminar el planeta es algo que es tolerado, que parece admisible, que no
36
está mal visto y que parece cosa de unos pocos obsesionados con proteger el
medio ambiente.
1.3.2. Legislación vigente
1.3.2.1. Legislación Comunitaria
La Unión Europea pretende aumentar el consumo de energía con origen en las
energías renovables, y a su vez disminuir el consumo de energía primaria
global, reduciendo a la vez, las emisiones de gases de efecto invernadero. Así
lo constatan las Directivas Europeas sobre el sector energético y el medio
ambiente.
La Normativa Comunitaria actualmente vigente es la directiva 2009/28/CE del
Parlamento Europeo y del Consejo, de 27 de septiembre de 2001 [12] que tiene
por objeto fomentar un aumento de la contribución de las fuentes de energía
renovables a la generación eléctrica en el mercado y sentar las bases de un
futuro marco comunitario para el mismo.
Cada Estado miembro tiene fijado un objetivo relativo a la cuota de energía
obtenida de fuentes renovables en el consumo final bruto de energía para
2020. Este objetivo se ajusta al objetivo global «20-20-20» de la Comunidad
Europea:
Reducir un 20 % el consumo de energía primaria
Reducción vinculante del 20 % de las emisiones de gases de efecto
invernadero
Presencia de un 20 % de energías renovables para 2020
37
Los Estados miembros deben establecer un plan de acción nacional para 2020
que determine la cuota de energía procedente de fuentes renovables
consumida en el transporte, la electricidad y la producción de calor. Estos
planes de acción deben tener en cuenta los efectos de otras medidas relativas a
la eficiencia energética en el consumo final de energía (lo más importante es la
reducción del consumo de energía; para alcanzar este objetivo sería necesario
producir menos energía a partir de fuentes renovables). Estos planes deben
establecer, asimismo, modalidades para reformar las normativas de
planificación y tarificación así como el acceso a las redes de electricidad, en
favor de energías generadas a partir de fuentes renovables.
La trasposición de estos planes por parte de España, ha tenido lugar con el Plan
de Energías Renovables 2005-2010 [13], ya concluido, y el Plan de Energías
Renovables 2011-2020 [14]. Más adelante serán analizados en profundidad.
Anteriormente se promulgó la Directiva 2001/77/CE [15] sobre la producción
de electricidad a partir de fuentes de energía renovables (eólica, solar,
geotérmica, del oleaje, mareomotriz e hidráulica, biomasa, gases de vertedero,
gases de plantas de depuración o biogás). A este respecto, el Tratado de
adhesión fijó objetivos indicativos nacionales en relación con la parte de
electricidad producida a partir de esas fuentes de energía en cada nuevo
Estado miembro. Esos objetivos se tradujeron en un objetivo global del 21 %
para la UE-25.
Sobre el uso las emisiones derivadas del uso de carburantes y biocarburantes,
existe la Directiva 2009/30/CE [16] que dice que deben reducirse las emisiones
de Gases de Efecto Invernadero en la vida útil de los combustibles. Sobre los
biocarburantes expone que su creciente demanda mundial y los incentivos para
su uso previstos en la Directiva, no deben tener como efecto alentar la
destrucción de suelos ricos en biodiversidad. Deben preservarse estos recursos
38
agotables, cuyo valor para toda la humanidad se reconoce en diversos
instrumentos internacionales. Los consumidores en la Comunidad, además,
considerarían moralmente inaceptable que el aumento de la utilización de
biocarburantes pueda provocar la destrucción de áreas biodiversas. Es decir,
apuntan hacia un uso sostenible y responsable de biocarburantes con el fin de
reducir las emisiones de Gases de Efecto Invernadero.
Sobre la promoción del uso de biocarburantes, existe la Directiva 2003/30/CE
[17] del Parlamento Europeo y del Consejo, de 8 de mayo de 2003, relativa al
fomento del uso de biocarburantes u otros combustibles renovables en el
transporte.
En ésta se promueve el uso de biocarburantes de carácter renovable (un
mínimo de 5,75% en cada estado miembro del total de carburantes) de los
siguientes tipos:
bioetanol: producto de la fermentación de plantas ricas en azúcar o
almidón;
biodiésel: combustible líquido similar al gasóleo producido, para uso
como biocarburante, a partir de la biomasa o de aceites de fritura;
ETBE: bioetanol esterificado;
biogás: combustible gaseoso producido mediante fermentación
anaerobia por bacterias de materias orgánicas;
biometanol: metanol producido a partir de la biomasa;
bioaceite: aceite combustible producido por pirólisis (descomposición
molecular anaerobia de la biomasa por aplicación de calor).
En la Directiva 2003/96/CE [18] del Consejo, de 27 de octubre de 2003, por la
que se reestructura el régimen comunitario de imposición de los productos
energéticos y de la electricidad, se fijaban los gravámenes mínimos que debían
tener en los estados miembros los productos energéticos y de la electricidad
39
cuando se utilizan como carburantes o combustibles de calefacción (no lo están
cuando sirven de materia prima o intervienen en reducciones químicas o en
procedimientos electrolíticos o metalúrgicos). Es decir, se establecían unas
condiciones impositivas mínimas comunes en toda la Unión Europea.
1.3.2.2. Legislación Nacional
A nivel nacional la legislación más importante concerniente a la producción de
energía eléctrica a través de fuentes de energía renovables es el Real Decreto
661/2007, de 25 de mayo [19], por el que se regula la actividad de producción
de energía eléctrica en régimen especial.
La producción de electricidad a partir de fuentes renovables está regulada
desde 1980 mediante la Ley 82/1980, sobre conservación de la Energía [20],
que es el germen de la actual regulación de las energías renovables. Esta Ley
establece las normas y principios básicos, así como los incentivos, para la
mejora de la eficiencia energética, el desarrollo de las renovables y la reducción
de la dependencia energética.
Sin embargo, es en el Real Decreto 2.366/1994, de 9 de [21], que refunde la
normativa desarrollada tras la Ley 82/1980 y regula a través del régimen
especial las relaciones entre productores con cogeneración y renovables y
empresas distribuidoras, cuando se menciona por primera vez la biomasa,
como tal, para la producción de energía eléctrica.
El Real Decreto 2818/1998, de 23 de diciembre [22], adaptó el régimen especial
de energías renovables y cogeneración a la liberación del sector eléctrico.
40
Desde ese momento la normativa ha ido evolucionando, a través de sucesivas
reglamentaciones, hasta la publicación y entrada en vigor el 1 de junio de 2007
del RD 661/2007 [19] , por el que se regula la producción de energía eléctrica.
De forma casi coetánea, en mayo de 2007, se publica el RD 616/2007 de
fomento de la cogeneración [23].
El Real Decreto-Ley 6/2009, de 30 de abril [24], que crea el Registro de
preasignación de retribución para las instalaciones del régimen especial
establece mecanismos suficientes que permitan planificar las instalaciones de
este tipo de energías, el montante y la distribución en el tiempo de las primas
de retribución y por tanto el impacto en los costes que se imputan al sistema
tarifario. Actualmente se encuentra suspendida esta ley por el Real Decreto-ley
1/2012, de 27 de enero [25], por el que se procede a la suspensión de los
procedimientos de preasignación de retribución y a la supresión de los
incentivos económicos para nuevas instalaciones de producción de energía
eléctrica a partir de cogeneración, fuentes de energía renovables y residuos
debido principalmente a la crisis económica que España sufre en estos
momentos.
Los principales cambios que aporta el RD 661 son:
En términos generales, incrementos de la retribución, para permitir el
cumplimiento de los objetivos.
Retribución diferenciada según el tipo de recurso.
Permitir instalaciones híbridas.
Establecimiento de un sistema de certificación.
Posibilitar la presencia de instalaciones pequeñas, favoreciendo la
entrada de tecnologías emergentes como la gasificación.
41
Exigencia de una eficiencia energética mínima. Favorecer
económicamente la cogeneración.
Posible prima a la co-combustión en centrales de régimen ordinario.
El nuevo RD crea un escenario favorable para las cogeneraciones con biomasa,
especialmente en el sector terciario, y se muestra exigente con aquellas
cogeneraciones con poca valorización de calor.
La producción eléctrica con biomasa, sea cogeneración o no, y en particular las
instalaciones puestas en marcha a partir de 1 de enero de 2008, estarán a lo
dispuesto en el RD 661/2007 que entró en vigor el 1 de julio de 2007 en
sustitución del RD 436/2004 [26].
Además del RD 661/2007, debe de ser tenida en cuenta la siguiente legislación:
1. B.O.E. de 28-11-1997, Ley 54/1997, de 27 noviembre [27] , del sector
eléctrico
La presente Ley regula las actividades destinadas a los suministros de energía
eléctrica, consistentes en su generación, transporte, distribución,
comercialización e intercambios intracomunitarios e internacionales, así como
la gestión económica y técnica del sistema eléctrico. Así mismo, fija el objetivo
de alcanzar un 12% de la energía primaria con fuentes renovables en 2010.
2. Orden de 9 de Mayo de 2000 [28], por la que se homologa el contrato tipo
de compraventa y recepción de biomasa procedente de cultivo de cardo,
destinada a la producción de energía eléctrica. BOE 121, de 20-05-00.
3. Orden PRE/472/2004, de 24 de Febrero [29], por la que se crea la Comisión
Interministerial para el aprovechamiento energético de la biomasa. BOE 50, de
27-2- 2004. Entre las distintas tecnologías de aplicación energética que
considera el Plan está la biomasa o materia fotosintética, de la cual se
aprovecha su contenido energético en una primera transformación (residuos
42
agrícolas, forestales, cultivos energéticos, etc.) o en una segunda etapa
(residuos animales transformados a biogás, biocarburantes, etc.). La energía
procedente de la biomasa, para su aplicación en usos térmicos y eléctricos.
4. Plan de Energías Renovables (PER) 2005-2010 [13] (concluido). Durante los
últimos años, la biomasa experimentó en España unos desarrollos
sensiblemente inferiores a los fijados en su día como objetivos del Plan de
Fomento, y persistieron en ella importantes barreras a las que este Plan de
Energías Renovables 2005-2010 pretendió dar respuesta. Por lo que se refiere a
las aplicaciones eléctricas de la biomasa, el objetivo de crecimiento en el
periodo 2005-2010 fue de 1.695 MW.
5. ORDEN ITC/1522/2007 [30], de 24 de mayo, por la que se establece la
regulación de la garantía del origen de la electricidad procedente de fuentes de
energía renovables y de cogeneración de alta eficiencia. La presente orden
tiene por objeto regular la garantía de origen de la electricidad generada a
partir de fuentes de energía renovables y de cogeneración de alta eficiencia,
con objeto de fomentar su contribución a la producción de electricidad así
como facilitar el comercio de electricidad producida a partir de fuentes de
energía renovables y de cogeneración de alta eficiencia. Igualmente, se
establecen una serie de obligaciones de información por parte del Ministerio
de Industria, Turismo y Comercio y de la Comisión Nacional de Energía, en
relación, por un lado, con el establecimiento de objetivos indicativos nacionales
y las medidas previstas para alcanzarlos, y por otro, con la evaluación del
marco normativo respecto de los procedimientos de autorización de estas
instalaciones.
6. RESOLUCIÓN de 13 de marzo de 2009 [31], de la Presidencia del Instituto
para la Diversificación y Ahorro de la Energía, por la que se establece la
convocatoria y bases correspondientes a la habilitación de empresas
43
colaboradoras en el Programa de Acuerdos Voluntarios con empresas del
sector de la biomasa térmica en edificios. El objeto de las presentes bases es
establecer el procedimiento para la habilitación de empresas que estén
interesadas en participar en el Programa de Acuerdos Voluntarios para la
ejecución de proyectos de biomasa térmica en edificios.
7. El Código Técnico de la Edificación (CTE), aprobado por Real Decreto
314/2006, de 17 de marzo [32], es el nuevo marco normativo que establece las
exigencias que deben cumplir los edificios en relación con los requisitos básicos
de seguridad y habitabilidad.
El Código Técnico [32] contiene un Documento Básico de Ahorro de Energía
donde se establecen las exigencias básicas en eficiencia energética y energías
renovables que deben cumplir los nuevos edificios y los que se reformen o
rehabiliten.
Este Documento Básico consta de las siguientes secciones:
HE.1: Limitación de demanda energética (calefacción y refrigeración).
HE.2: Rendimiento de las instalaciones térmicas.
HE.3: Eficiencia energética de las instalaciones de iluminación.
HE.4: Contribución solar mínima de agua caliente sanitaria.
HE.5: Contribución fotovoltaica mínima de energía eléctrica.
Se puede justificar el cumplimiento del documento HE-4: Contribución solar
mínima de agua caliente, de la siguiente manera:
Según el punto 1.1 Ámbito de aplicación, la contribución solar mínima
determinada en aplicación de la exigencia básica que se desarrolla en esta
Sección, podrá disminuirse justificadamente en los siguientes casos:
a) Cuando se cubra ese aporte energético de agua caliente sanitaria
mediante el aprovechamiento de energías renovables, procesos de
44
cogeneración o fuentes de energía residuales procedentes de la
instalación de recuperadores de calor ajenos a la propia generación de
calor del edificio.
En el caso de instalaciones de biomasa en edificación se cubre el 100% del
agua caliente sanitaria mediante el aprovechamiento de energías
renovables (caldera de biomasa), por lo que se cubre más que la
contribución solar mínima de agua caliente sanitaria.
8. El Reglamento de Instalaciones Térmicas en los Edificios (RITE) [33],
establece las condiciones que deben cumplir las instalaciones destinadas a
atender la demanda de bienestar térmico e higiene a través de las instalaciones
de calefacción, climatización y agua caliente sanitaria, para conseguir un uso
racional de la energía.
Las mayores exigencias en eficiencia energética que establece el Real Decreto
se plasman en:
Mayor Rendimiento Energético en los equipos de generación de calor y
frío, así como los destinados al movimiento y transporte de fluidos.
Mejor aislamiento en los equipos y conducciones de los fluidos térmicos.
Mejor regulación y control para mantener las condiciones de diseño
previstas en los locales climatizados.
Utilización de energías renovables disponibles, en especial la energía
solar y la biomasa.
Incorporación de subsistemas de recuperación de energía y el
aprovechamiento de energías residuales.
Sistemas obligatorios de contabilización de consumos en el caso de
instalaciones colectivas. Desaparición gradual de combustibles sólidos
más contaminantes.
45
Desaparición gradual de equipos generadores menos eficientes.
El RITE [34] ha sido modificado con la doble finalidad de incorporar a nuestro
ordenamiento jurídico las obligaciones derivadas de la Directiva 2010/31/UE,
en lo relativo a las instalaciones térmicas de los edificios, y de actualizar el
vigente Reglamento de Instalaciones Térmicas en los Edificios, adaptándolo a
las nuevas necesidades de ahorro y eficiencia energética.
9. La ley 45/2007, de 13 de diciembre [35], para el desarrollo sostenible del
medio rural, establece en su artículo 24, respecto a la potenciación de las
energías renovables y en particular para la biomasa, incluyendo medidas como:
a) La producción de energía a partir de la biomasa y de los biocombustibles,
incentivando los cultivos agrícolas energéticos que cumplan con criterios de
sostenibilidad y la prevención, la reutilización y el reciclaje, por este orden de
prioridad, de los residuos, favoreciendo la valorización energética para los no
reutilizables ni reciclables.
b) El aprovechamiento energético de los residuos agrícolas, ganaderos y
forestales en el medio rural, potenciando la regeneración y limpieza de montes,
así como la actividad del pastoreo, en aquellas zonas con mayor grado de
abandono o riesgo de incendios.
c) La producción de energía a partir de la biomasa, en particular la procedente
de operaciones de prevención de incendios y de planes de gestión forestal
sostenible, y la procedente de residuos forestales, agrícolas y ganaderos.
d) La producción de energía a partir de biocombustibles, siempre y cuando se
trate de cultivos agrícolas energéticos adaptados a las circunstancias locales y
compatibles con la conservación de la biodiversidad.
e) La producción de energía eólica y solar, en particular, y los sistemas o
proyectos tecnológicos de implantación de energías renovables para uso
46
colectivo o particular térmico o eléctrico y de reducción del uso de energías no
renovables.
f) La sustitución del consumo público y privado de energías no renovables, el
mantenimiento y aumento de las prestaciones de la cubierta vegetal como
sumidero de CO2, la reducción de las emisiones de dióxido de carbono y otros
gases de efecto invernadero, y la adaptación de las actividades y los usos de los
habitantes del medio rural a las nuevas condiciones medioambientales
derivadas del cambio climático.
10. La ORDEN ITC/2877/2008 [36], de 9 de octubre, que establece un
mecanismo de fomento del uso de biocarburantes y otros combustibles
renovables con fines de transporte.
11. El reciente Real Decreto 235/2013 [37], de 5 de abril, por el que se aprueba
el procedimiento básico para la certificación de la eficiencia energética de los
edificios, contribuirá de forma importante en el aumento de instalaciones de
biomasa para mejorar la calificación energética de los edificios.
1.3.3. Plan de Energías Renovables (PER) 2011-2020 [14]
El artículo 78 de la Ley 2/2011, de Economía Sostenible [38] (BOE núm. 55 de 5
de marzo) establece los objetivos nacionales mínimos de energías renovables
en 2020, estableciendo a su vez que el Gobierno aprobará planes de energías
renovables que hagan posible el cumplimiento de los objetivos fijados y que
permitan la posibilidad efectiva de desarrollo de las energías renovables en
todas las Comunidades Autónomas.
Por su parte, la Ley 9/2006, de 28 de abril, sobre Evaluación de los efectos de
determinados Planes y Programas en el Medio Ambiente [39], tiene por objeto
47
promover un desarrollo sostenible, conseguir un elevado nivel de protección
del medio ambiente y contribuir a la integración de los aspectos ambientales
en la preparación y adopción de planes y programas, mediante la realización de
una evaluación ambiental de aquellos que puedan tener efectos significativos
sobre el medio ambiente.
1.3.3.1. Antecedentes: Plan de Energías
Renovables (PER) 2005-2010
El Plan de Energías Renovables en España PER 2005-2010, marcaba unos
objetivos energéticos para cada área renovable, así como definía unos
beneficios derivados de su aplicación, entre los que se encontraban los
medioambientales y socioeconómicos y que se recogen a continuación, a modo
de antecedentes al PER 2011-2020.
El Plan de Energías Renovables en España (PER) 2005-2010 planteaba tres
objetivos principales, siendo los dos últimos, objetivos indicativos procedentes
de sendas directivas europeas para el año 2010:
1. Mantener el compromiso de cubrir con fuentes renovables al menos el
12% del consumo total de energía en 2010.
2. Conseguir un 29,4% mínimo de generación eléctrica con renovables
sobre el consumo nacional bruto de electricidad.
3. Alcanzar un 5,75% mínimo (5,83% en el desarrollo normativo
posterior) de biocarburantes en relación con el consumo de gasolina y
gasóleo en el transporte, de acuerdo a la Directiva 2003/30/CE.
La generación de electricidad con fuentes de energía renovables ha
experimentado un fuerte crecimiento durante la vigencia del PER 2005-2010,
48
en especial en las áreas eólica, solar fotovoltaica y más recientemente en solar
termoeléctrica.
1.3.3.2. Objetivos del PER 2011-2020
Como ya se ha dicho, la Directiva 2009/28/CE del Parlamento Europeo y del
Consejo, de 23 de abril de 2009 [12], relativa al fomento del uso de energía
procedente de fuentes renovables, fija como objetivos generales conseguir una
cuota del 20% de energía procedente de fuentes renovables en el consumo
final bruto de energía de la Unión Europea (UE) y una cuota del 10 % de energía
procedente de fuentes renovables en el consumo de energía en el sector del
transporte en cada Estado miembro para el año 2020.
El PER 2011-2020 [14], es algo más ambicioso respecto a las energías
renovables, puesto que recoge una serie de medidas, que, convenientemente
combinadas, ejecutadas, coordinadas y supervisadas, pretenden cumplir con
los requerimientos europeos, alcanzando los objetivos nacionales en 2020
fijados en el Plan, y que se recogen, a modo de resumen, en la Tabla 3.
Se puede observar cómo para la biomasa (grupo conjunto de biomasa sólida,
RSU y biogás) se plantea pasar en 10 años a un incremento en Potencia
instalada en torno a un 50%, aumentando de 825 MW hasta un total de 1.950
MW. Con ello se pasaría de una producción bruta de energía eléctrica de 4.228
GWh en 2010 a 12.200 GWh en 2020. Hay que tener en cuenta que el RD
661/2007 ya establecía unos objetivos de potencia para los grupos b.6 y b.8,
1.317 MW y para las de los combustibles del grupo b.7, 250 MW (excluyendo la
co-combustión). En potencia total el RD661/2007 establecía un objetivo para la
biomasa de 1567 MW.
49
2010 2020
MW GWh GWh
(normalizados) (*) MW GWh
GWh
(normalizados) (*)
Hidroeléctrica (sin bombeo) 13.226 42.215 31.614 13.861 33.140 32.814 < 1 MW (sin bombeo) 242 802 601 268 843 835
1 MW-10 MW (sin bombeo) 1.680 5.432 4.068 1.917 5.749 5.692 > 10 MW (sin bombeo) 11.304 35.981 26.946 11.676 26.548 26.287
por bombeo 5.347 3.106 (**) 8.811 8.457 (**)
Geotérmica 0 0 (**) 50 300 (**)
Solar fotovoltaica 3.787 6.279 (**) 7.250 12.356 (**) Solar termoeléctrica 632 691 (**) 4.800 14.379 (**)
Energía hidrocinética, del
oleaje, mareomotriz 0 0 (**) 100 220 (**)
Eólica en tierra 20.744 43.708 42.337 35.000 71.640 70.734 Eólica marina 0 0 0 750 1.845 1.822
Biomasa, RSU, biogás 825 4.228 (**) 1.950 12.200 (**)
Biomasa sólida 533 2.820 (**) 1.350 8.100 (**) RSU 115 663 (**) 200 1.500 (**)
Biogás 177 745 (**) 400 2.600 (**)
TOTALES (sin bombeo) 39.214 97.121 85.149 63.761 146.080 144.825
(*) Normalizados
(**) En este caso no se normaliza la energía generada
Tabla 3 Objet ivos 2010 y 2020 del PER 2011-2020 en el Sector
Eléctr ico (Potencia insta lada, Generación bruta s in normal izar,
Generación bruta normal izada) [14]
Es decir, se prevé un aumento de la biomasa (biomasa sólida, residuos sólidos
urbanos y biogás) de 383 MW en 10 años (38,3 MW/año), cuando el PER 2005-
2010 partía en el año 2004 con 451 MW [40] y el objetivo marcado hasta 2010
era de 1.567 MW, lo que supone un aumento de 1.116 MW en 5 años (223,2
MW/año). Este hecho constituye un desistimiento importante en la apuesta
por la biomasa para la generación eléctrica.
De estas previsiones de generación eléctrica para el año 2020 derivan unas
horas de funcionamiento de las potencias instaladas según tecnologías tal
como se expone a continuación:
50
2010
(horas/año)
2020
(horas/año)
Biomasa sólida 5.290 6.000 RSU 5.765 7.500 Biogás 4.200 6.500
Tabla 4 Horas de funcionamiento anual de cada fuente de energía
para generación eléctr ica [40]
De los resultados de la tabla anterior, exponer que también se supone en las
previsiones para 2020 que va a existir un aumento en las horas de
funcionamiento anual de las tecnologías relacionadas con la biomasa, lo cual
dependerá de existencias de combustibles suficientes, mejora de las
tecnologías y su estabilidad de funcionamiento, etc.
Las horas de funcionamiento con biomasa sólida previstas para 2020 son un
total de 6.000 horas, cuando se considera que para que un proyecto de
generación eléctrica con biomasa sea viable, necesitaría un mínimo de 7.000-
7.500 horas [41]. Es decir, se está plasmando en el PER 2011-2020, el déficit de
desarrollo tecnológico que la biomasa presenta actualmente y que debe ser
solucionado. Las horas de funcionamiento del año 2010 confirman los límites
en los tiempos de operación que tienen las plantas de conversión energética de
biomasa, con unos valores medios de 5.000 horas/año.
1.3.3.3. Medidas contempladas en el Plan
Energías Renovables 2011-2020 para el fomento
del uso de la biomasa
El Plan de Energías Renovables 2011-2020 [14] contempla alrededor de 90
medidas, de las cuales, una cuarta parte son medidas horizontales y el resto
sectoriales.
51
Aunque los planes de potenciación de las energías renovables recogidos en el
PER 2011-2020 quedan de momento en segundo plano, por la promulgación
del Real Decreto-ley 1/2012, de 27 de enero [25], por el que se procede a la
suspensión de los procedimientos de preasignación de retribución y a la
supresión de los incentivos económicos para nuevas instalaciones de
producción de energía eléctrica a partir de cogeneración, fuentes de energía
renovables y residuos, debido principalmente a la situación de crisis económica
que España atraviesa.
Todas estas medidas se pueden dividir en cinco grandes grupos:
Marcos de apoyo.
Medidas económicas.
Medidas normativas.
Actuaciones en infraestructuras energéticas.
Medidas de planificación, promoción, información, formación y otras.
A continuación se incluyen algunas de las medidas en calidad de ejemplo para
potenciar el desarrollo de la biomasa en cada uno de los grupos:
MARCOS DE APOYO
Se entiende por marco de apoyo a las energías renovables el conjunto
estructurado de instrumentos jurídicos, económicos, técnicos y de otro tipo,
tendente al fomento de la utilización de fuentes de energía renovables,
favoreciendo su competitividad frente a las energías convencionales y su
integración en el modelo productivo y en el sistema energético.
Dentro de esta categoría, se enmarcan tres sistemas, los dos primeros basados
en la retribución de la energía producida con energías renovables:
Régimen Especial de generación eléctrica con renovables
52
Se propone la adaptación del marco retributivo para la energía eléctrica
generada con energías renovables contemplando unos niveles de
retribución a la generación eléctrica que permitan la obtención de unas
tasas razonables de rentabilidad de la inversión.
ICAREN, un nuevo sistema diseñado para mejorar el desarrollo de las
energías renovables para usos térmicos.
Se trata de un sistema de apoyo directo a la producción, incompatible con la
percepción de ayudas a la inversión y específico para proyectos
desarrollados a través de Empresas de Servicios Energéticos Renovables
(ESEs). Por tanto, debe existir un productor que transmita la energía a un
consumidor realizando una actividad económica.
Balance neto de electricidad, nuevo sistema para el fomento de la
generación distribuida y la compensación de saldos entre consumidor y
compañía suministradora.
Éste se define como aquel sistema de compensación de saldos de energía
que permite a un consumidor que auto-produce parte de su consumo
eléctrico, compatibilizar su curva de producción con su curva de demanda.
MEDIDAS ECONÓMICAS
Medidas relativas a la subvención de proyectos y actuaciones, como por
ejemplo:
Subvenciones para energías renovables con generación eléctrica,
complementario al Régimen Especial.
Subvención a proyectos que no reciben apoyo económico del Régimen
Especial.
Subvención a instalaciones de biogás agroindustrial que reconozcan las
emisiones gases de efecto invernadero evitadas.
53
Mejora del marco económico para el aprovechamiento de biomasa
procedente de masas forestales a implantar, o cultivos con fines
energéticos.
La Tabla 5 recoge la síntesis de las dotaciones estimadas para estas
subvenciones:
Coste subvenciones (millones de euros) Total 2011-2020
1 I+D 180 2 Estudios previos geotermia 8 3 I+D aplicaciones térmicas y biocarburantes 122
4 Demostración tecnológica en generación eléctrica (complemento al RE) 291
5 Aplicaciones eléctricas aisladas de red y balance neto (no perciben retribución del RE) 46
6 Aplicaciones térmicas mediante convenios con las CCAA 180 7 Generación de biogás industrial 142 8 Repoblaciones forestales energéticas (*) 300 9 Residuos energéticos forestales y agrícolas (*) 162 10 Cultivos energéticos forestales y agrícolas (*) 77
Total (*) 968
Tabla 5 Est imación de subvenciones previstas para llevar a cabo las
medidas económicas que prevé el PER 2011 -2020 [11]
Coste financiación (millones de euros) Total 2011-2020
A Investigación y desarrollo tecnológico de nuevos prototipos 70
B Demostración de desarrollos tecnológicos innovadores con energías renovables 438
C Fase comercial pero con una cierta barrera que impide su desarrollo 176
D Entidades financieras privadas para financiación del ESEs de energías renovables térmicas con apoyo del IDAE 30
E Instalaciones de generación eléctrica distribuida de P> 10 kW 38
F Programas piloto de financiación de proyectos y promoción de ESEs de energías renovables térmicas 46
G Fomento de las empresas de producción y logística de la biomasa 163
Total 961
Tabla 6 Costes de las líneas de f inanciación previstas en el PER
2011-2020 [14]
54
Hay que matizar que las partidas 8, 9 y 10 que aparecen en la Tabla 5, no
vienen incluidas en el sumatorio total por la incertidumbre de presupuestos
existente, que no puede asegurar que se puedan llevar a cabo esas inversiones.
La Tabla 6 recoge la síntesis económica de líneas de financiación y los objetivos
a los que irían dirigidas.
MEDIDAS NORMATIVAS
Tras los marcos de apoyo y las medidas de tipo económico, el tercer gran grupo
de medidas contempladas en el PER es el de medidas normativas. A
continuación se presentan algunas de estas medidas:
Creación y regulación de la Explotación Agraria Productora de Energías
Renovables (EAPER).
Elaboración de un Programa Nacional de Desarrollo Agroenergético
Modificación del Código Técnico de la Edificación (CTE)
Inclusión de las EERR térmicas y las redes de calefacción en los sistemas
de certificación energética de edificios
Adaptación del Reglamento de Instalaciones Térmicas en la Edificación
(RITE) a las tecnologías de energías renovables
Establecimiento de una obligación de proporcionar información sobre las
mezclas de biocarburantes garantizadas en vehículos nuevos
Establecimiento de una obligación de comercialización de mezclas
etiquetadas de biocarburantes en estaciones de servicio
Unificación de los listados de productos considerados como
biocarburantes en las diferentes normativas que afectan al sector
Elaboración e implantación de un sistema de aseguramiento de la calidad
de los biocarburantes.
55
Establecimiento de una obligación de uso de biocarburantes para
concesiones de líneas de transporte
Fomento de la aplicación agrícola de los digestatos procedentes de
procesos de digestión anaerobia
Creación del marco legal que permita la inyección de biometano en las
redes de gas natural
Establecimiento de un sistema de certificación de biomasa según lo
establecido en el RD 661/2007
Creación de un registro de Combustibles Sólidos Recuperados (CSR) e
implantación de un sistema AENOR de calidad en los procesos de
producción de CSR
ACTUACIONES EN INFRAESTRUCTURAS ENERGÉTICAS
Además de las medidas concretas enunciadas en las páginas anteriores, el Plan
recomienda una serie de actuaciones con el objetivo de favorecer la
integración de las energías renovables dentro de las infraestructuras
energéticas.
Por ejemplo, es necesario avanzar en medidas de carácter normativo que
permitan la inyección de biometano en las redes de gas, salvaguardando la
seguridad del sistema y al mismo tiempo garantizando el acceso no
discriminatorio a la red de un gas de origen renovable. Asimismo, es preciso
desarrollar mecanismos de apoyo eficientes, sabiendo que se trata de una
aplicación en la que tienen gran importancia las economías de escala.
Los actuales costes de depuración e inyección, así como el estado aún poco
desarrollado del sector del biogás agroindustrial y de la normativa necesaria
para facilitar la inyección a red, hacen pensar que la implantación de esta
aplicación del biogás sea lenta, reduciéndose a proyectos aislados durante los
56
primeros años del periodo 2011-2020 y aumentando su uso a partir del año
2014.
1.3.4. Estado actual del uso de la biomasa como
energía primaria
En este apartado se trata de reflejar el estado de desarrollo en el que quedó el
uso de la biomasa como energía primaria después de la ejecución del Plan de
Energías renovables 2005-2010.
Biomasa como Energía Primaria total
En el año 2004 el consumo de biomasa para aplicaciones térmicas con
combustible sólido y gas fue de 3.456 ktep y en 2010 el consumo fue de 3.689
ktep (un aumento de un 6,7%).
En el año 2010 la mayor parte de los 3.655 ktep de consumo térmico final de
biomasa en España provenía del sector forestal, utilizándose en sector
doméstico, mediante sistemas tradicionales poco eficientes (uso de leñas) y en
industrias forestales para consumo térmico o cogeneración.
Para biocarburantes, el consumo de biomasa en el 2004 fue de 228 ktep y en
2010 de 1.442 ktep (aumento del 532% sobre todo desde el año 2008 a 2010).
El porcentaje de consumo de biocarburantes sobre el total de gasolina y
gasóleo fue del 4,99%, muy cercano al objetivo del 5,75% planteado por el PER
2005-2010 [13].
57
El total de biomasa utilizada como energía primaria (incluyendo la utilizada
para la generación de energía eléctrica, térmica y biocarburantes) fue en el año
2004 de 4.476 ktep y en el año 2010 fue de 6.323 ktep (aumento del 41%).
El total de energías renovables como fuente de energía primaria fue de 8.891
ktep en 2004 y 14.892 ktep en 2010 (aumento del 67%).
Comparando el aumento experimentado por el total de renovables como
energía primaria en relación a la biomasa, en esta ultima el incremento fue del
41% frente al 61%. Se observa una velocidad menor de crecimiento de 20
puntos porcentuales.
El porcentaje total de las renovables como energía primaria sobre el total fue
del 11,3%, por lo que prácticamente se alcanzó el objetivo del 12% fijado en el
PER 2005-2010 [13]. La energía primaria de la biomasa sobre el total en el 2010
representó el 4,8%, principalmente por su uso para aplicaciones térmicas.
Potencia Eléctrica Instalada con Biomasa Independientemente de los objetivos de cogeneración, los objetivos a 2010 en
cuanto a potencia a instalar en plantas que emplearan biomasa como
combustible principal se cifraban en según el RD 661/2007 [19]:
Producción eléctrica con biomasa (grupos b.6 y b.8): 1.317 MW
Producción eléctrica con biogás (grupo b.7): 250 MW
La Comisión Nacional de la Energía publica mensualmente en su web
(www.cne.es) [40] la potencia inscrita por grupos.
La cifra de potencia instalada de plantas con biomasa sólida en el año 2010 fue
de 638 MW, y de 177 MW con biogás, cuando los objetivos fijados en el RD
661/2007 eran de 1.317 MW para biomasa sólida y de 250 MW para biogás. Es
decir, se alcanzó un 48% sobre el objetivo para la biomasa sólida y un 71% para
58
biogás. Se deduce por lo tanto que el desarrollo de la biomasa sólida para
generación eléctrica fue escaso.
Generación de Energía Eléctrica con Biomasa
En la tabla siguiente, figura la generación de electricidad por fuentes en el
período 2005 - 2010, con desglose para cada una de las energías renovables
según los datos reales de producción, así como el porcentaje que representa la
generación de electricidad de origen renovable sobre el consumo bruto de
electricidad, calculado este porcentaje de dos formas distintas: a partir de los
datos reales de producción, y a partir de valores medios normalizados para la
generación hidroeléctrica y eólica.
De acuerdo con los datos reales de producción, la aportación de electricidad de
origen renovable al consumo bruto de electricidad en 2010, un año muy
húmedo, fue de un 33,3%, frente al 17,9% de aportación que hubo en el año
2004.
Cabe destacar la variabilidad de este porcentaje en función, principalmente, del
recurso hidroeléctrico. Es por ello, que también se haya calculado este
porcentaje considerando valores de producción medios para energía
hidroeléctrica y eólica, utilizando la metodología de normalización que
establece la Directiva 2009/28 [12], en la que la generación hidráulica para el
año de estudio se calcula considerando valores medios de los últimos quince
años de producción, excluyendo la producción procedente de agua
previamente bombeada aguas arriba, y la generación eólica se calcula a partir
de los últimos cinco años de producción. De esta forma, el porcentaje de
energías renovables sobre el consumo final bruto para el año 2010 fue del
29,2%, (frente al 18,5% de 2004). Por lo que el objetivo de conseguir un 29,4%
59
mínimo de generación eléctrica con renovables sobre el consumo nacional
bruto de electricidad fue alcanzado.
Generación y consumo bruto de electricidad en España
Datos reales de producción GWh 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Carbón 80.639 81.458 69.850 74.666 49.892 36.864 25.493
Nuclear 63.606 57.539 60.126 55.102 58.971 52.761 61.788 Gas natural 56.556 82.819 94.706 98.272 122.964 109.565 96.216 Productos petrolíferos 22.427 24.261 22.203 21.591 21.219 20.074 16.517 Energías renovables 49.324 42.441 51.772 58.205 62.049 74.362 97.121
Hidroeléctrica 30.957 18.573 25.582 27.230 23.301 26.353 42.215 Eólica 16.193 21.175 23.297 27.568 32.496 38.091 43.708 Fotovoltaica 54 41 119 501 2.541 5.939 6.279 Termoeléctrica 0 0 0 8 16 103 691 Biomasa, biogás, RSU y otras 2.120 2.652 2.774 2.898 3.696 3.876 4.228 Generación hidroeléctrica procedente de bombeo (no renovable)
2.885 4.452 3.940 3.289 2.817 2.831 3.106
Consumo bruto 274.843 291.626 299.318 305.374 306.873 288.351 291.903
Renovables sobre consumo
bruto (datos reales de
producción año en curso)
17,9% 14,6% 17,3% 19,1% 20,2% 25,8% 33,3%
Renovables sobre consumo
bruto (año medio
normalizado según
metodología Directiva
2009/28)
18,5% 18,4% 19,1% 20,7% 23,0% 27,1% 29,2
Tabla 7 Generación y Consumo Bruto Eléctr ico en el periodo 2004 -
2010 en España [11]
Se observa cómo la producción a partir del grupo de biomasa, biogás, RSU y
otros, fue en el 2004 de 2.120 GWh y en el 2010 fue de 4.228 GWh, duplicando
prácticamente la producción (aumento del 100%), comportamiento muy similar
al que tuvo el total de energías renovables pasando de 49.324 GWh en 2004 a
97.121 GWh en 2010 (aumento del 103%). Este hecho no es muy significativo,
ya que la fracción de generación eléctrica con biomasa sobre el total de energía
generada representa el 1,44%, es decir, representa un porcentaje muy
pequeño.
60
En el siguiente gráfico, se muestran las producciones de cada de las fuentes de
energía durante el año 2010, y los porcentajes que representan respecto al
consumo bruto eléctrico.
Figura 9. Gráfico de porcentajes de producción de energía eléctrica respec to al
consumo bruto eléctrico de energía en el año 2010 [14]
El potencial de biomasa disponible en España, bajo hipótesis conservadoras, se
sitúa en torno a 87 millones de toneladas de biomasa primaria en verde,
incluyendo restos de masas forestales existentes, restos agrícolas, masas
existentes sin explotar y cultivos energéticos a implantar. A este potencial se
suman más de 12 millones de toneladas de biomasa secundaria seca obtenida
de residuos de industrias agroforestales [14].
En los últimos años se está iniciando el desarrollo de los cultivos energéticos y
de la mecanización específica para la recogida, extracción y tratamiento de
biomasa. El reto de la organización logística de todo el potencial de biomasa
61
existente en España es la base de que ésta se pueda consolidar como un
combustible de mayor uso.
Respecto a las aplicaciones, la implantación de tecnologías modernas para la
biomasa térmica en edificios y los desarrollos tecnológicos en gasificación y
ciclos ORC para la implantación de cogeneraciones hacen prever, para los
próximos años, una expansión de la biomasa en el sector térmico en edificios e
instalaciones industriales. Por ejemplo, la biomasa jugará un papel importante
en edificación para conseguir calificaciones energéticas de mayor nivel [37].
Sobre las tecnologías de conversión de la biomasa, hay que remarcar que la
gasificación es una tecnología que sigue planteando inestabilidades de
funcionamiento con la biomasa como combustible [42]. La combustión de
biomasa, por ser un proceso muy maduro con combustibles fósiles, es la
tecnología más fiable para la generación eléctrica. Pero hay que tener en
cuenta que algunos combustibles como la paja, en ciertas condiciones de
operación, también puedan generar problemas de depósitos y corrosión en las
calderas [43].
El avance tecnológico que la biomasa necesita, viene también acompañado por
el efecto del Real Decreto ley de 27 de enero de 2012, que ha frenado de forma
muy importante las iniciativas de implantación de energías renovables,
incluyendo la biomasa.
1.3.5. Conclusiones
La tendencia energética de los Estados miembros de la Unión Europea, como
no puede ser de otro modo, es hacia la reducción de consumo de energía
62
primaria, el aumento de la presencia de las de energías renovables y la
reducción de emisiones de efecto invernadero.
Otro gran objetivo de la Unión Europea, es el control de los carburantes, de las
emisiones de gases de efecto invernadero derivadas y de la potenciación de los
biocarburantes (incidiendo en la importancia de la sostenibilidad en la
explotación de los cultivos necesarios para la producción de dichos
biocarburantes).
La legislación española no penaliza económicamente la mayor contaminación
de las conversiones energéticas convencionales, al menos en forma que las
sitúe en desventaja frente a las no tan contaminantes. Por ello, estas últimas,
son más rentables aun siendo más contaminantes, y de momento la legislación
las avala, de ahí que su uso sea el más extendido.
Durante la vigencia del Plan de Energías Renovables 2005-2010, se llegó a la
cifra de potencia instalada de plantas con biomasa sólida de 638 MW, y de 177
MW con biogás, cuando los objetivos fijados en el RD 661/2007 eran de 1.317
MW para biomasa sólida y de 250 MW para biogás. Es decir, se alcanzó un 48%
sobre el objetivo para la biomasa sólida y un 71% para biogás. Se deduce por lo
tanto que el desarrollo de la biomasa sólida para generación eléctrica fue
escaso.
De la revisión sobre la normativa vigente en España en relación al uso de la
biomasa como energía primaria, para su conversión en otros tipos de energía,
podemos concluir que:
En el caso de España, las instalaciones de generación eléctrica a partir de
biomasa parece que no alcanzan las horas de funcionamiento previstas
de acuerdo a lo que viene a ser habitual en el diseño de este tipo de
plantas (superior o igual a 7.000 horas), estando la media de horas de
63
operación en torno a las 5.000 horas. Y las previsiones para el año 2020
sitúan las horas de operación de la biomasa sólida en generación
eléctrica en 6.000 horas/año según el PER 2011-2020, lo cual confirma el
déficit tecnológico a resolver de estas tecnologías de conversión
energética de la biomasa. Esta preocupación ya la expresan los
profesionales del sector en una encuesta llevada a cabo sobre este
hecho, entre otros, sobre el posible uso de la biomasa en España para la
generación eléctrica [41].
Los planes de potenciación de las energías renovables recogidos en el
PER 2011-2020 quedan de momento en segundo plano, por la
promulgación del Real Decreto-ley 1/2012, de 27 de enero, por el que se
procede a la suspensión de los procedimientos de preasignación de
retribución y a la supresión de los incentivos económicos para nuevas
instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de
cogeneración, fuentes de energía renovables y residuos, debido
principalmente a la situación de crisis económica que España atraviesa.
En particular para la biomasa, el PER 2011-2020 prevé un aumento de la
potencia térmica renovable (biomasa sólida, residuos sólidos urbanos y
biogás) de 383 MW en 10 años (38,3 MW/año), cuando el PER 2005-2010
partía en el año 2004 con 451 MW y el objetivo marcado hasta 2010 era
de 1.567 MW, lo que supone un aumento de 1.116 MW en 5 años (223,2
MW/año). Este hecho constituye un desistimiento importante en la
apuesta por la biomasa para la generación eléctrica previo a la
suspensión de los procedimientos de preasignación de renovables.
Parece pues que queda mucho por hacer en el marco normativo español, para
que la biomasa pueda consolidarse como alternativa a otras fuentes de energía
predominantes como los combustibles fósiles. Y para ello, es necesario que los
64
legisladores valoren no solo los costes económicos, sino también los costes
medioambientales y la repercusión a largo plazo de la contaminación en todas
sus formas. Con ello coinciden la mayor parte de los encuestados profesionales
del sector de la biomasa en un estudio llevado por el autor de esta tesis y otros
[41].
65
Capítulo 2 LOGÍSTICA DE LA BIOMASA
2.1. MANIPULACIÓN DE LA BIOMASA
2.1.1. INTRODUCCIÓN
Los líquidos y los gases son relativamente fáciles de manipular , ya que toman
la forma de los recipientes que los contiene fluyen por gravedad y son más
pesados que el aire. Por estas razones, el almacenaje, el manipulado, y la
alimentación de gases o líquidos a los equipos no supone mayor problema.
Por otro lado, los sólidos pueden soportar esfuerzos de cortadura y no fluyen
libremente. Esto es un problema cuando son almacenados en recipientes
cónicos y están lejos del fondo.
Debido a que no se deforman con los esfuerzos, pueden formar un puente
sobre el cono y dejar de caer en la alimentación prevista.
La biomasa es particularmente problemática a este respecto, debido a su
naturaleza fibrosa y formas no esféricas. El diseño de la alimentación de
biomasa en las plantas de conversión energética es un apartado muy
importante, y cuando no está bien diseñado es motivo de parada de operación
por mal funcionamiento del sistema de abastecimiento.
En este apartado se tratará la manipulación y preparación de combustibles
sólidos, que son los que presentan una mayor problemática. La manipulación y
preparación de la biomasa es común tanto para plantas de combustión directa
como para plantas de gasificación, salvo algunas especificaciones que serán
matizadas puntualmente.
66
2.1.2. CONSIDERACIONES EN EL DISEÑO ENERGÉTICO
DE SISTEMA DE BIOMASA
Una planta típica de conversión energética de biomasa comprende el cultivo si
lo hubiere, la recolección, el transporte, el almacenamiento, la alimentación y
la transformación energética. Posteriormente continúa con el transporte de la
energía generada a su punto de consumo.
Se tratará en este apartado lo referente al manipulado de la biomasa desde su
recogida hasta la alimentación al sistema de transformación energética. La fase
de cultivo queda fuera del alcance de este estudio.
El combustible biomásico puede provenir de las siguientes fuentes:
Cultivos energéticos o forestales.
Residuos lignocelulósicos que provengan de bosques, agricultura,
madera u otras industrias.
Carbohidratos como grasas, aceites y otros residuos.
Los métodos de recolección de la biomasa varían dependiendo del tipo de
combustible y de su origen. Los residuos forestales es un tipo de combustible
biomásico típico en plantas de conversión energética. Estos son recogidos por
varios equipos y transportados a las plantas con camiones especiales (o trenes
en algunos casos). Allí, la biomasa es recibida, y temporalmente almacenada;
así mismo es pretratada si es necesario. Algunas veces el propietario de la
planta adquiere biomasa ya tratada para evitar estos pretratamientos y sus
instalaciones correspondientes. La biomasa es ubicada en depósitos de
almacenaje localizados en línea con la alimentación del proceso.
67
La biomasa contiene normalmente una pequeña cantidad de cenizas, pero está
frecuentemente mezclada con otros materiales no deseables. Estos materiales
requieren un complejo sistema de separación, para ser eliminados del
combustible principal.
Los bosques y la agricultura son las dos principales fuentes de biomasa. En la
explotación de los bosques, grandes árboles son talados, cortados en troncos
más pequeños y transportados al mercado. El proceso de talado de árboles
implica eliminar las ramas, retirar cortezas, generación de astillas y serrines,
por lo que se generan una gran cantidad de residuos de la madera. La
operación completa incluye el desmenuzar la madera en astillas para que sea
aprovechada posteriormente en la producción de combustibles como por
ejemplo en forma de pellets.
2.1.3. SISTEMA DE MANIPULACIÓN DE LA BIOMASA
Una planta de conversión energética de biomasa comprende un gran número
de unidades de proceso entre los cuales la manipulación del combustible es
una parte muy importante. El sistema de manipulado de las cenizas no es una
parte muy importante en los sistemas de gasificación, pero si que deben de ser
más tenidos en cuenta en los sistemas de combustión directa. Tampoco se
suelen producir grandes cantidades de catalizadores agotados o sorbentes
saturados en este tipo de sistemas.
Por lo tanto, el transporte, la preparación de la alimentación, y la propia
alimentación son las partes más importantes en la manipulación de la biomasa,
previo a su proceso de conversión energética principal.
68
El sistema de manipulado de la biomasa puede estructurarse en las siguientes
etapas:
Recepción
Almacenaje y selección/cribado del combustible
Preparación del combustible
Transporte
Alimentación
Figura 10. Esquema sistema típico de manipulación de biomasa [44]
En el diseño de un sistema de manipulado de biomasa, el transporte, el sellado
(en la gasificación) y la inyección del combustible deben ser considerados con
especial atención. El transporte debe hacerse con suavidad desde el
almacenaje temporal hasta la línea de alimentación. En los sistemas de
gasificación, la línea de alimentación debe de estar sellada para mantener la
presión y la temperatura de operación adecuadas. Después el fuel es inyectado
69
en los hornos, calderas o gasificadores. Muy importante es el control del flujo
másico de combustible que se introduce.
En las siguientes subsecciones se detallan cada una de las distintas etapas de
un sistema de manipulación de biomasa. Recordar que este apartado se centra
en biomasa sólida.
2.1.3.1. Recepción
La biomasa es transportada a la planta principalmente por camiones, o en
algunas ocasiones por trenes. Para grandes cantidades de biomasa, la descarga
de camiones o vagones es una tarea compleja. La descarga manual puede ser
agotador y antieconómico excepto en plantas muy pequeñas. Esto es por lo
que en las grandes plantas se utilizan camiones basculantes, camiones con
brazos hidráulicos de descarga de contenedor, vagones de descarga inferior u
otros adaptados.
Como se puede ver en la Figura 11, el camión se ubica sobre la plataforma
hidráulica, y ésta procedería a la descarga de la biomasa mediante elevación
hidráulica.
La descarga inferior de los vagones, utilizada cuando el transporte por
ferrocarril es posible, permite descargar la biomasa en unos depósitos por
debajo de la cota de planta. Otra alternativa, son los vagones que se abren por
la parte superior y que pueden girar 180 º para descargar sobre su parte
inferior. Las capacidades de estos camiones y vagones dependerán de la
frecuencia de transporte necesaria, cantidad de combustible a transportar…
70
Figura 11. Descarga de contenedor de biomasa en plataforma hidráulica
[44]
2.1.3.2. Almacenaje
El primer propósito del almacenaje es mantener la biomasa en buenas
condiciones y en una posición adecuada para que fácilmente pueda ser
transferida a la siguiente etapa de operación, como secado o alimentación del
elemento conversor, como caldera o gasificador. La biomasa almacenada debe
ser protegida de la lluvia, la nieve o la infiltración de aguas subterráneas.
Una vez descargada, la biomasa es conducida por cintas transportadoras hacia
el patio de almacenaje, donde es almacenada de acuerdo a los patrones
establecidos, dependiendo del tipo de biomasa que se trate. Si la biomasa es de
71
distintos tipos y va a ser mezclada antes de su uso, las pilas o montones son
dispuestas de tal modo que pueda llevarse a cabo la mezcla de forma óptima.
Debido a las grandes cantidades de biomasa que se manejan, el almacenaje
todo en interior podría no ser rentable. El almacenaje a cielo abierto es más
común, aunque puede provocar aumento de la humedad por nieve o lluvia, y
producir contaminación por partículas. El almacenaje puede ser pues de dos
tipos: sobre suelo, para grandes cantidades de biomasa, o en silos o depósitos
cerrados.
El proceso general de un sistema de manipulado de biomasa, consiste en las
siguientes fases:
3. Un camión descarga la biomasa en la zona prevista para ello.
4. Cintas transportadoras la conducen hacia la zona de cribado, separación o
tamizado.
5. Eliminados las sustancias no deseadas, la biomasa es astillada o
descompuesto hasta el tamaño de partícula requerido en el proceso, así
como tamizado para separar los distintos tamaños.
6. Se transporta para su almacenaje en los silos.
7. Desde estos, se conduce normalmente por cintas transportadoras, hacia la
alimentación del sistema conversor, bien combustor directo o gasificador.
SISTEMA DE ALMACENAJE DE BIOMASA CON DEPÓSITOS ENTERRADOS
El sistema de almacenaje con depósitos enterrados es muy conveniente y
rentable desde el punto de vista de la descarga, así como de la protección de
los agentes medioambientales. Sin embargo, debido a que necesita una buena
alimentación y drenajes por seguridad y protección medioambiental, el coste
de inversión es mayor que un almacenaje sobre terreno. El carácter
higroscópico de la biomasa es un tema a tener en cuenta, ya que esta tiende a
72
absorber humedad incluso en almacenajes en interior. Es más, largos
almacenajes pueden causar cambios físicos y químicos en la biomasa que
podrían modificar sus propiedades como combustible. Por estas razones, es
deseable mover o voltear la biomasa de vez en cuando. Una forma de hacer
esto es hacer fluir la biomasa en un flujo mayor y retornar los excedentes al
punto de almacenaje.
Figura 12. Sistema de cintas transportadoras de alimentación de caldera de
combustión directa.
La alimentación de los combustores o gasificadores requiere de un diseño
cuidado, ya que interrupciones o retrasos pueden tener efectos muy
perjudiciales sobre la operación. Normalmente, es deseable coger la biomasa
del fondo de la pila o montón, de modo que se cumpla que salga el
combustible que primero entró.
73
Las propiedades de la biomasa determinan la facilidad con la que es
manipulada. A continuación se exponen algunos de los métodos para cargar la
biomasa para incorporarla hacia la línea de alimentación:
Alimentación por gravedad
Tornillo sinfín
Cinta transportadora
Soplante neumática
Bombeo
Cinta transportadora de cangilones
Carga frontal con pala
Cucharas bivalvas de carga a granel
Como se citaba anteriormente, en algunas plantas de gran tamaño el
almacenaje sobre suelo es la única opción, debido a que el almacenaje en
interior no es económico. La biomasa debe de ser distribuida en pilas o
montones de forma que permita tanto su carga como descarga de forma
adecuada. Además es necesario asegurar el principio “primero en entrar,
primero en salir”, para que el tiempo medio de residencia de la biomasa
almacenada sea uniforme. En algunos casos, una reserva de emergencia o
estratégica es mantenida separada del resto. Esto es un almacenaje de largo
plazo por una consideración especial.
Una buena ventilación es importante en el diseño del almacenaje, ya que la
biomasa absorbe humedad. Una correcta ventilación previene la condensación
de la humedad y la formación de mohos que pueden ser riesgos para la salud.
También previene el compostaje (formación de metano), el cual no solo reduce
la energía de la biomasa, sino motiva riesgo de incendio. Debido a que las pilas
altas son difíciles de ventilar, el máximo de altura de una pila de astillas de
74
madera no debería superar los 8-10 metros (Biomass Energy Centre, 2009;
[45]).
SILOS Y DEPÓSITOS PARA EL ALMACENAJE DE LA BIOMASA
El almacenamiento inadecuado no solo hace la carga posterior difícil, sino que
también puede afectar a la calidad de la biomasa. La carga desde el recipiente
de almacenamiento posterior a su almacenamiento es también un punto
importante del diseño.
Los bunkers, depósitos y silos proporcionan un almacenaje temporal en un
ambiente protegido. Los bunkers son depósitos de gran tamaño que no están
necesariamente enterrados. Los silos pueden ser de gran diámetro (4-10 m) y
de gran altura, lo cual es adecuado para almacenar biomasa en grano [44].
DISEÑO DE LA TOLVA DE CARGA
Las tolvas facilitan el flujo de la biomasa desde los almacenamientos
temporales como los bunkers o silos. Puntos importantes a tener en cuenta en
su diseño son:
Tipo de flujo de los sólidos
Angulo de inclinación de la descarga
Tamaño de la boca de descarga
El flujo de embudo es caracterizado por una zona anular de sólidos estáticos y
un núcleo en movimiento en el centro. En este caso, los sólidos fluyen
principalmente por el centro de la tolva. Los sólidos en la periferia se
mantienen estáticos o fluyen lentamente. Las partículas finas tienden a fluir
hacia el centro, mientras que otras más gruesas tienden a quedarse en el
75
espacio anular. Las partículas de la parte superior suelen caer las primeras, así
que no cumplen con el principio de “primero en entrar, primero en salir”.
El flujo másico es el preferido porque los sólidos fluyen a través de toda la
sección de la tolva. Aunque puede haber diferencia en la velocidad, ello
permite un flujo ininterrumpido y consistente con muy poca segregación radial,
cumpliendo con el principio de “primero en entrar, primero en salir”. Sin
embargo, debido al flujo pistón que tiene lugar, la altura de la tolva tiene que
ser mayor que en un flujo de embudo. Cuanto más inclinado sea el ángulo de la
tolva, más probabilidad de que se dé flujo másico en ella.
Algunos problemas típicos de operación en las tolvas son [44]:
Agujeros de rata o corrientes preferenciales. La formación de canales de
flujo estable (ratholes) ocurre en un silo cuando se produce el flujo en un
canal ubicado sobre la descarga. Si el material que está siendo manejado
tiene suficiente resistencia cohesiva, el material estancado fuera de este
canal no fluirá hacia su interior. Una vez que el canal de flujo se ha
vaciado, el flujo del silo se detiene [46].
Flujo de embudo.
Formación de arcos: Los arcos ocurren cuando una obstrucción en la
forma de un arco o puente se forma sobre la boquilla de descarga de un
silo y previene la descarga futura. Puede ser un arco por trabamiento, en
donde las partículas mecánicamente se traban entre sí, o un arco
cohesivo. Un arco por trabamiento ocurre cuando las partículas son
grandes en comparación con el tamaño de la boquilla de descarga de la
tolva. Un arco cohesivo ocurre cuando se forman lazos de partícula-a-
partícula, permitiendo a las partículas del material adherirse entre sí y
formar la obstrucción [46].
76
Flushing o flujo incontrolado de partículas muy finas, lo cual no suele ser
habitual en biomasa.
Flujo insuficiente y vaciado incompleto.
Caking, o formación de tortas o costras.
Para lograr el flujo másico, se deben dar las siguientes condiciones:
La pared de la tolva debe ser lo suficientemente lisa y pulida (sin
rugosidad que provoque fricción).
Suficiente inclinación ángulo de descarga.
Tamaño de la boca de descarga suficiente para evitar formación de arcos
y para que pueda salir el flujo másico necesario.
2.1.3.3. Preparación de la biomasa
La biomasa recibida directamente desde su origen es posible que deba ser
preparada para su posterior alimentación por las siguientes razones:
Presencia de sólidos extraños (ej. rocas, piedras y metales). Atascan
alimentadores, forman arcos en los silos, influyen negativamente en
operación de combustión o gasificación…
Nivel de humedad elevado
Biomasa demasiado grande
Esto afecta tanto a la alimentación como al proceso posterior. Es por ello que
se toman las siguientes medidas:
Eliminación de sólidos extraños.
o Separador de piedras (De-stoner). Separa de la biomasa vidrio,
piedras y metales. Separadores típicos usan vibración junto flujo
77
de aire para estratificar materiales pesados de acuerdo con su
peso específico.
o Separador de metales no férricos. La separación de materiales no
férricos como el aluminio siempre ha sido una dificultad añadida.
Un solución es un separador de corriente en torbellino Eddy,
esencialmente un rotor con bloques magnéticos. Los rotores son
girados a altas velocidades (más de 3000 rpm) para generar una
corriente de torbellino, la cual reacciona con los diferentes
metales de acuerdo a su peso específico y su resistencia a crear
una fuerza de repulsión en las partículas cargadas. Si un metal es
ligero y conductor, como el aluminio, es fácil hacerlo levitar y
sacarlo del flujo normal, haciendo la separación posible. La
separación del acero inoxidable es también posible dependiendo
de su composición.
Figura 13. Separador de corriente Eddy de metales no férricos.
Separadores magnéticos de metales. El uso de potentes imanes para
separar hierro y otros metales magnéticos es un procedimiento estándar
en muchas plantas. Los imanes son colocados en distintos lugares a lo
largo de la línea de alimentación. Ellos son normalmente instalados
78
sobre la cinta transportadora para atraer a los metales magnéticos,
descargándolos después fuera.
REDUCTORES DE TAMAÑO
La biomasa que proviene de distintas fuentes contiene sólidos de diferentes
tamaños. La biomasa leñosa puede ser clasificada en origen o en la propia
planta. Una clasificación de tamaños de partículas de madera podría ser la
siguiente:
Trozos: 250-50 mm
Astillas: 50-5 mm
Molido: < 80 mm
Pulverizado: < 0,1 mm
Diferentes equipos son necesarios para conseguir biomasas de distintos
tamaños, según el tipo de combustible que se trate. Un ejemplo para madera,
es un troceador con múltiples hojas de corte. Otro es un troceador en espiral
con un cúter helicoidal montado en un eje. El consumo energético de los
troceadores es relativamente bajo.
Los astilladores son usados para romper la madera en piezas más pequeñas.
Astilladores de discos y tambor son dos de los tipos más comunes.
Las máquinas de reducción de tamaño de biomasa, consumen energía en
función de la reducción de tamaño que llevan a cabo. Consumos típicos van del
1 al 3% de la energía que contiene la biomasa.
Cuando el molido es necesario, se utilizan molinos de martillo. Los combustores
o gasificadores no necesitan que la biomasa sea tan pequeña. Sin embargo, co-
combustión con carbón pulverizado y gasificadores de lecho arrastrado,
requieren que las partículas de combustible sean muy pequeñas [44].
79
CLASIFICADORES DE TAMAÑO
Las partículas grandes de combustible causan más problemas en las plantas de
biomasa. Estas atascan cintas transportadoras, depósitos y otros componentes.
A veces se utilizan previamente cribas en la alimentación para clasificar el
combustible, antes de su entrada en la línea de alimentación.
SECADO
La biomasa recién cortada contiene hasta un 40-60% de humedad superficial,
pero tanto para combustión como para gasificación, se requieren humedades
del 10 a 20%. No es posible reducir la humedad de la biomasa a menos de un
10-15% de humedad, ya que además, por su carácter higroscópico, si se
intentara, la recuperaría con el equilibrio de la humedad atmosférica. Sólo con
la torrefacción se consigue que la biomasa pare de absorber humedad.
La humedad de la biomasa debe ser reducida antes de su uso porque esta
representa un importante consumo de energía en vaporizar el agua que
contiene.
El almacenamiento exterior no suele ser adecuado por la lluvia y la nieve, pero
la lluvia puede tener efectos beneficiosos sobre alguna biomasa herbácea,
como la paja, ya que tiene elementos corrosivos como el potasio y el cloro que
son solubles y con la lluvia disminuyen su concentración.
Se pueden considerar tres tipos de humedad que interfieren con la biomasa:
Humedad superficial.
Humedad química.
Humedad del aire o del vapor que puede entrar en contacto con la
biomasa
80
Mientras la humedad química o inherente no puede ser eliminada, el posible
reducir la humedad superficial por secado, usando el calor sensible del gas
producido en gasificadores o los gases de escape en los combustores.
La temperatura del gas caliente utilizado para el secado de la biomasa es un
parámetro crítico de diseño. Generalmente, está en el rango de 50 a 60 ºC. Si
está mucho más caliente, puede calentar la biomasa por encima de los 100 ºC,
y puede generar pirolisis en la parte superficial de la biomasa, antes de que el
calor alcance el interior [44]. Además de contribuir a una pérdida de energía,
este gas caliente puede causar liberación de componentes volátiles orgánicos
de la biomasa que son potencialmente peligrosos. Estos son detectados a
través de una “neblina azul” en los gases de escape. La presencia de oxígeno en
exceso en el secador puede también permitir la ignición del polvo del
combustible en el secador, resultando una posible explosión. Por lo tanto, la
concentración de oxígeno en el secador debería mantenerse por debajo del
10% para evitar riesgos.
2.1.3.4. Cintas transportadoras
La cinta transportadora es la más común y tal vez el medio de mayor confianza
para el transporte de la biomasa. Permite instalar separadores magnéticos de
metales en la parte superior y otros aparatos para eliminar sólidos de mayor
tamaño mientras la biomasa se transporta sobre la cinta.
81
2.1.3.5. Alimentación
La alimentación es el último paso en la línea de manipulado de la biomasa.
Existen muchos tipos de alimentadores en función del tipo de biomasa y otros
parámetros.
2.1.4. ALIMENTADORES DE BIOMASA
Basados en los tipos de biomasa, los alimentadores pueden ser divididos en dos
grupos:
Biomasa que permite empacado (paja, césped, hierbas…), con grandes
cantidades de humedad.
Biomasa que no permite empacado, como astillas de madera, cascara de
arroz, cortezas, cascaras, restos de poda…
2.1.4.1. Sistema de alimentación para
combustibles empacados
La biomasa empacada, como la paja y el heno, son comprimidos en pacas o
balas en el campo, y normalmente estas son dejadas en el campo para que se
sequen.
Las balas pueden ser circulares o rectangulares, y además de distintos tamaños.
En el norte de Europa son habituales las balas circulares, y en España existen de
82
diferentes modalidades. En España antiguamente era habitual la paca
rectangular pequeña, y ahora su uso está casi extinguido.
Las balas facilitan el transporte y la manipulación. A veces, son usadas grúas
para cargar las balas en un cierto ratio en función del flujo másico necesario.
Las balas suelen ser transportadas dentro de la planta mediante cintas
transportadoras.
Las balas enteras alimentan una trituradora y una cortadora que deja la paja en
el tamaño necesario para que la combustión o gasificación se lleve a cabo con
éxito. En el último tramo, la paja cortada es introducida en el combustor o
gasificador por medio de diferentes tipos de alimentadores:
Alimentador de ariete, que empuja la paja al interior del horno o
gasificador.
Alimentador de tornillo sinfín, el cual introduce la paja hacia el interior a
través de un túnel refrigerado con agua.
Figura 14. Esquema alimentación de balas de paja planta de gasificación
[44].
83
2.1.4.2. Sistema de alimentación para
combustibles no empacados
La madera y los residuos derivados de la industria agroalimentaria son
generalmente granulares en forma. Las astillas de madera y las cortezas
podrían no ser del tamaño adecuado cuando llegan a la planta de biomasa, por
lo que podría ser necesaria su trituración. Sin embargo, combustibles como la
cáscara de arroz y granos de café son de un tamaño granular fijo y no necesitan
trituración adicional. La cascara de arroz, usada ampliamente como biomasa,
es de un tamaño de 2-10x1-3 mm. Tal como viene, puede ser alimentada
directamente, pero puede ser fácilmente arrastrada en un lecho fluidizado. Por
esta razón, suele convertirse en pellets antes de su uso.
Los alimentadores para combustibles no empacados son similares a los
utilizados con el carbón. Los alimentadores de velocidad regulada cogen el
combustible del silo y lo depositan en cantidades determinadas en las cintas
transportadoras. Cada cinta lleva el combustible hacia el combustor o
gasificador y lo inyecta al interior, bien con boquillas con aire o bien con
tornillos sinfín.
2.1.4.3. Tipos de alimentadores
Los seis principales tipos de alimentadores para biomasa son:
1. Vertedero por gravedad
2. Tornillo sinfín
84
Figura 15. Alimentador de tornillo sinfín.
3. Inyección neumática
4. Extendedor rotatorio
5. Alimentador de agujero móvil
Figura 16. Alimentador de agujero móvil [44]
6. Alimentador de cinta transportadora
Estos son también clasificados como alimentadores de tracción, no tracción y
otros. En los de tracción, hay un movimiento lineal de la superficie que porta el
85
combustible, como por ejemplo en los de cinta transportadora, los del agujero
móvil o los de cadena arrastrada. En los alimentadores de no tracción, el
movimiento es rotatorio y los tornillos sinfín y los extendedores rotatorios
pertenecen a este grupo. Los alimentadores oscilatorios son los vibratorios o
empujadores de ariete. Otros tipos de empujadores mueven el combustible por
gravedad o por aire presurizado.
Figura 17. Tipos de alimentadores según ejercen tracción, no tracción u
otros.
A pesar de que las excelentes capacidades de mezcla de un lecho fluidizado,
normalmente se crea una zona rica en combustible cerca de la salida del
Alimentadores
Tracción
Cinta transportadora
Arrastre de cadenas
No tracción
Vibratorios
Tolva vibratoria
Deposito vibratorio
Suelo vibrante
Rotatorios
Tornillo
Estrella
Mesa
Brazo rotatorio
Otros
Inyección neumática
Gravedad
Agujero móvil
86
vertido de alimentación el cual el objeto de corrosión severa. Si el combustible
no es bien dispersado en la zona de alimentación gravitatoria, la mayor parte
de la materia volátil es liberada cerca del punto de alimentación, la cual crea un
ambiente reductivo. Para evitar este problema, el vertido puede ser extendido
en el horno. Sin embargo, la extensión necesita aislamiento y refrigeración para
evitar la prematura devolatilización del combustible. Adicionalmente, un
aumento de presión podría hacer volver a las partículas de combustible hacia el
punto de vertido, creando con ellos condiciones para un ambiente corrosivo.
Con un chorro de aire se podría ayudar a dispersar las partículas fuera de la
zona rica en combustible.
Figura 18. Alimentador de empujadores de ariete de [47]
87
2.2. ANÁLISIS DEL COSTE ECONÓMICO Y
MEDIOAMBIENTAL DE LA LOGÍSTICA DE LA BIOMASA
2.2.1. INTRODUCCIÓN
La biomasa presenta una diversidad tal que todo combustible biomásico
requiere una atención especial en el diseño de las plantas, incluso en el proceso
de recogida y transporte, donde como se puede ver en la siguiente figura, las
densidad energética de la biomasa en relación a los combustibles fósiles hacen
que el volumen de transporte necesario sea mucho mayor, y con ello los costes
y las emisiones de CO2 que se derivan.
Figura 19. Esquema de transporte de distintos tipos de combustible de
distintas densidades energéticas [48].
En este capítulo se tratará la problemática de la logística de la biomasa,
centrada principalmente en el transporte. Distancias óptimas de la biomasa a la
planta, emisiones de CO2 en relación al CO2 evitado y costes del transporte
serán temas de discusión tratados.
88
2.2.2. ANTECEDENTES
En la evaluación de la logística de biomasa, deben ser considerados varios
aspectos:
La energía primaria utilizada en las etapas de recolección y transporte.
Las distancias óptimas de recogida de biomasa de las plantas.
Costes Logísticos.
Las emisiones de CO2 derivadas de la fase logística.
La extensión de superficies necesaria donde la biomasa debe ser
recogida.
2.2.2.1. ENERGÍA PRIMARIA CONSUMIDA EN LAS
FASES DE RECOGIDA Y TRANSPORTE
Cuando la biomasa llega a puertas de las centrales de generación eléctrica se
debe realizar una disminución de la cuantía de su energía primaria debido al
consumo energético en las fases de recogida, preparación y transporte [49].
La energía primaria de la biomasa merma entre un 4-7% en las fases de
recogida y transporte; entre un 2-4% si está peletizada [50].
En la siguiente tabla se expone la energía primaria consumida en las principales
operaciones de preparación, así como en los distintos medios de transporte,
según varios autores.
89
Actividad Forma de
Energía
Energía primaria
utilizada
Empacado (Andersson and Nordén, 2000) Diésel 12 l/h
Recargado (Byhlin, 2005, pers comm.) Diésel 9.5 l/h
Astillado en campo Diésel 9.5 l/h
Transporte
Camión (Natural resources Canada, 2007) Diésel 0.4 l/vehículo km
Tren (Carlsson-Kanyama and Faist, 2000) Electricidad 0.075 kWh/t km
Barco (Carlsson-Kanyama and Faist, 2000) Combustible 0.056 kWh/t km
Carga/descarga (Natural Resources Canada,
2007) Diésel 0.024 l/h
Astillado en terminal (Andersson and Nordén, 2000) Diésel 50 l/G15-hora
Astillado en planta (Andersson and Nordén, 2000) Diésel 50 l/G15-hora
Peletizado (Forsberg, 1999) Electricidad 29 kWh/MWh
Diésel 72 kWh/MWh
Tabla 8 Energía primar ia consumida en los d ist intos medios de
preparación y transporte de biomasa [50]
Tolosana et al, al estudiar "Tres métodos de cosecha de la biomasa forestal
residual en plantaciones de álamo híbrido españolas", llegaron a la conclusión
de que el método basado en dos astilladoras potentes montadas en
autocargadores forestales y complementados con tractores de alta capacidad
con remolques especializados y grandes camiones de plataforma móvil, era el
más productivo, pero por los altos costes de reubicación solo era interesante
para las grandes plantaciones [51].
Por esto, se incidía en la importancia de que los costes de inversión en los
equipos necesarios para la recogida y astillado se relacionaran con la cantidad
de biomasa a procesar. Encontraron otros sistemas más adecuados para
cantidades de biomasa inferiores, principalmente por los costes de inversión de
los equipos [51].
90
Aunque se constata que el transporte de biomasa en grandes distancias puede
ser factible en términos económicos y medioambientales, el consumo de
energía primaria, los costes y las emisiones de CO2 son inferiores en el ámbito
local [50]. Sin embargo, deben ser tenidos en cuenta factores de economía de
escala en el transporte, sobre todo en el transporte en barcos.
2.2.2.2. DISTANCIAS ÓPTIMAS DE RECOGIDA DE
BIOMASA EN RELACIÓN A LA PLANTA Y COSTES
LOGÍSTICOS
Sala et al. citan una distancia de 50 km como la máxima en la que debe de
recogerse la biomasa en torno a una planta de generación eléctrica de biomasa
[1]. Loannis et al. hablan de 20-30 km para plantas de pequeña escala, de unos
2 MWe [52-56]. Krukanont et al [57], hablan de 35 km de distancia en su
planteamiento de viabilidad de plantas de generación eléctrica con biomasa.
Segun Singh et al [58], el mejor modo de transporte de la biomasa suelta hasta
30 km distancia era tractor-remolque y más allá de 30 kilómetros era por
camión.
Sin embargo, hay planteamientos que hablan de 100 km como distancia
máxima para camiones y a partir de 100 km proponen transporte por tren [59,
60].
Sin embargo, Göran et al hablan de la necesidad de pensar en la biomasa de
forma global, e iniciar un mercado de transporte de grandes cantidades de
biomasa en largas distancias de hasta 1200 km, incidiendo en que las cargas
medioambientales derivadas no son tan elevadas [61]. Los del transporte de la
91
biomasa en 1100 km, pueden estar en torno a los 21-28 €/MWh, disminuyendo
hasta los 22-25 €/MWh si está peletizada [50].
Otro ejemplo, sería el estudiado por Hamelinck et al. [59], en el que expone
que, para transportar biomasa en distintos formatos desde Escandinavia,
Latinoamérica y Este de Europa a la Europa occidental, la vía más económica
es el barco desde Latinoamérica (>10.000 km) y con la biomasa peletizada. El
precio aproximado es de 55 €/ton seca, que podría abaratarse a 40 €/ton
biomasa seca entregada, permitiendo producir el kWh de energía eléctrica a
0,035 €/kWh, compitiendo con fuerza con los combustibles fósiles.
Se observa también cómo las grandes diferencias entre Latinoamérica y Europa
aparecen en el precio de la biomasa, siendo los precios de los procesos
preparación y transporte muy similares.
Figura 20. Costes de transporte de biomasa a Europa Occidental desde
Escandinavia, Latinoamérica (LA) y Este de Europa según distintas potencias
de energía primaria sobre pcs [59]
Conforme aumentan las potencias de las plantas de generación eléctrica
mediante biomasa, es necesario recurrir a biomasa procedente de mayor
distancia, lo que contribuye a un cambio en el diseño del sistema logístico, de
92
acuerdo a esta situación (fig. 3), en el que cambian los medios de transporte y
la morfología de la biomasa transportada, principalmente.
Figura 21. Relación de distancias medias de recogida de la biomasa con el
aumento de potencia de planta
Aproximadamente el 75% de los costes de carga, transporte y entrega en
planta de la biomasa herbácea desde los puntos de almacenaje temporal hasta
las plantas, corresponden a los costes de los camiones (en los transportes
locales). Por lo tanto, para el envío de la biomasa a la planta se deberá disponer
del número óptimo de camiones, de modo que la productividad de estos sea la
adecuada para no tenerlos parados. Este último aspecto encarecería el precio
de la biomasa entregada.
Ravula et al han hecho modelizaciones de la red de carga de la biomasa y de los
movimientos de los camiones con objeto de reducir al máximo los costes de la
logística de la biomasa [62].
Heungio et al analizan los costes de carga y descarga, manteniendo constantes
los del transporte y buscando soluciones de empaquetamiento en grandes
módulos, ya que los tiempos de carga y descarga se reducen mucho y con ello
sus costes asociados [63].
25 km
• Plantas muy pequeñas
50 km
• Plantas 2 MWe
100 km
• Tren • Plantas 5-50 MWe
1.100 km
• Coste de 21-28 €/MWh de energía primaria
• Plantas 50-100 MWe
>10.000 km
• De Latinoamérica a Europa, coste de biomasa seca en puerto de 40-55 €/ton
• Plantas >100 MWe
POTENCIA DE LA PLANTA
93
Fan et al comparan varios sistemas de transporte de biomasa, según la forma
de las balas y el medio de transporte:
(A) Balas redondas via tractor
(B) Balas rectángulares via tractor
(C) Balas redondas via tractor (en campo) y
camión (carretera)
(D) Balas rectángulares via tractor y camión
Tabla 9 Sistemas según forma de bala y medio de transporte
analizados por Fan et al [64]
Los resultados mostraron que la opción A era la más económica cuando la
capacidad de almacenaje era inferior a 110.000 toneladas. Para capacidades de
almacenamiento mayor, la opción D era la más rentable [64].
Figura 22. Módulo transportador de carga australiano de algodón desde el
campo [63].
94
Judd et al, no consideran económicamente viable la densificación de la biomasa
para su transporte para distancias inferiores a 81 km [65].
En algunas ocasiones, según el tipo de biomasa a transportar, el problema es el
carácter estacional de recogida de la misma y la incertidumbre sobre cuándo
podrá ser transportada. Por eso, el tener organizada una red logística ante
ciertas disponibilidades estacionales, puede llegar a encarecer el suministro si
éste no ha sido bien diseñado [66].
2.2.2.3. EVALUACIÓN DE EMISIONES DE CO2
Las fases de recogida o cosecha de la biomasa, ya sea en los cultivos
energéticos, los residuos agrícolas, los residuos forestales o residuos
industriales principalmente, requieren de una evaluación en cuanto a
emisiones de CO2 generadas, al igual que la posterior fase de transporte a cada
una de las plantas de generación. Por lo general, estas emisiones son bajas en
relación a las emisiones de CO2 que se consiguen evitar con el empleo de la
biomasa.
Algunos autores estiman que en las fases de recogida y preparación de los
residuos forestales, se emite en torno a un 3% de CO2 del que se absorbe por
las plantaciones durante su crecimiento [67].
Normalmente, como unidades de emisiones de CO2 en estas fases, se suele
emplear los kg de CO2 emitidos para suministrar un MWh de energía primaria
en la puerta de planta de conversión, sea de la tecnología que sea. Según
autores, se puede hablar de emisiones de suministro que van desde los 2,2
hasta los 20 kg de CO2/MWh [67]. Aunque se afirma que las emisiones
95
derivadas de la recolecta, astillado y transporte de residuos forestales puede
estar en torno a los 4-7 kg CO2/MWh de biomasa [50], para transportes en el
ámbito local. El máximo de emisiones señalado de 20 kg/MWht sería para una
biomasa de poder calorífico inferior de 12.500 kJ/kg, siendo un porcentaje
sobre el CO2 evitado de un 5% aproximadamente.
Aunque las distancias habituales en logística de biomasa marcan que los puntos
de recogida deberían estar a no más de 50 km de las plantas de conversión
según algunos autores, otros afirman que la biomasa debe de ser convertida en
objeto de mercado a grandes distancias, y exponen que para distancias del
orden de 1200 km, para transportes en barcos, no hay grandes diferencias en
hacer el transporte en balas, pellets o troncos en relación al transporte por vías
de distribución eléctrica (transformada previamente en origen con biomasa),
en cuanto a cargas medioambientales se refiere [61].
Como estos estudios han sido realizados para una planta de combustión de
lecho fluidizado circulante de rendimiento 44%, los kg de CO2 emitidos en
relación a los MWh de energía primaria de biomasa llevada a la planta serán
de 16,24 kg CO2/MWht para transporte con balas o de 10,08 kg CO2/MWht
para transporte por red eléctrica, siendo del orden de los valores
anteriormente expuestos.
En estas etapas hay que tener en cuenta que varios factores están relacionados
con las emisiones de CO2 [67]:
Astillado de residuos forestales. Puede consumir entre 0,8 y 6,9 l/h de
combustible, según el par que sea necesario para el proceso.
Requerimientos de potencia de la astilladora. Depende del tipo de
combustible, diámetro, humedad, tamaño final de astilla, temperatura
ambiente, tipo de astilladora, su velocidad de giro… En el astillado de
96
troncos, cuanto mayor es el diámetro del tronco, el grado de sequedad y
el tamaño final de astilla, mayor será la potencia de la máquina.
Productividad operacional. Es el tiempo necesario para recoger 1 m3 de
biomasa.
Emisiones de CO2 por litro de combustible fósil. Por ejemplo, para el
diésel son de 2,6 a 3 kg/l, considerando que el petróleo tiene que ser
extraído, refinado, transportado y distribuido.
Algunos estudios matizan que en el astillado de la madera forestal, el diámetro
del tronco tiene gran influencia en las emisiones de CO2 que se producen en el
astillado. Troncos de 4 cm de diámetro generan 6,53 kg CO2/MWh, y troncos de
16 cm, 9.91 kg CO2, en los procesos de astillado, principalmente debido a la
mayor productividad de la máquina con troncos de mayor tamaño.
En otros estudios se ofrecen valores de emisiones de CO2 por tonelada de
biomasa seca, matizando la diferencia en el caso de la madera, los troncos
enteros o astillados, siendo en el primer caso las emisiones de 12,86 kg CO2/ton
seca, y en el segundo de 14,50 kg CO2/ton seca. Calculando estos valores en
MWht de energía primaria, considerado un poder calorífico inferior de 14.000
kJ/kg, resultan valores de 3,30 kg/MWht y de 3,73 kg/MWht respectivamente
(inferiores a los citados anteriormente) [68].
Hamelinck [59], que estudia el transporte a una planta en Europa Occidental
desde Escandinavia, Latinoamérica y Europa del Este, ofrece resultados en
cuanto a emisiones de CO2 que se pueden ver en el siguiente gráfico. Se
observa como las emisiones de CO2 más bajas son el transporte en barco desde
Escandinavia para una potencia primaria de 300 MWt, con un valor de 22 kg
CO2/ton biomasa seca.
97
Figura 23. Grafico de emisiones de CO2 por tonelada de biomasa seca
entregada en Europa Occidental, con origen Europa del Este, Escandinavia por
barco y Latinoamérica de residuos de biomasa y cultivos en dist intas
potencias primarias sobre pcs [59]
2.2.2.4. SUPERFICIES DE CULTIVO/ RECOGIDA DE
LA BIOMASA
El estudio de las superficies de recogida que sean necesarias, en función de la
densidad de energía de cada biomasa y su poder calorífico inferior es un factor
clave en el diseño del sistema de logística de plantas de energía.
Calculadas las áreas necesarias para la entrega de biomasa a una planta de
energía, es necesario estudiar las superficies reales existentes en torno a la
posible ubicación de la planta, y por lo tanto confirmar las distancias máximas
de recogida de dichos combustibles.
98
2.2.3. CASO A ESTUDIO: PLANTAS DE 2 MWe
Este análisis se ha llevado a cabo con la logística de una biomasa leñosa, como
es el sarmiento de la vid, de densidad baja de 150 kg/m3 y de un poder
calorífico inferior de 12.000 kJ/kg, tampoco muy alto, para obtener unos
resultados conservadores en cuanto costes y emisiones de CO2.
Las siguientes hipótesis se han tenido en cuenta para la realización de este
estudio:
Planta de 2 MWe: planta convencional de combustión o gasificación.
Distintos rendimientos hipotéticos de 18%, 22%, 27% y 32%: aun siendo
los resultados previsibles, se consideran diferentes rendimientos de
planta, dado el estado de las tecnologías de combustión y gasificación
donde existen rendimientos muy variables en estos tamaños de planta.
Se calculan las emisiones de CO2 en base a varias distancias promedio
(considerando los viajes completos de ida y vuelta) desde 25, 50, 75 y
100 km.
Se supone que la biomasa puede ser almacenada de forma temporal en
lugares adyacentes a varias parcelas, y que el transporte puede llevarse a
cabo de forma regular según las necesidades de la planta de generación
eléctrica.
Existen modelos que simulan tácticas de cultivos energéticos de biomasa para
que la producción sea regular de acuerdo a las necesidades de combustible [69]
y tácticas logísticas, por ejemplo para la recogida optima de la biomasa forestal
[70, 71]. Un modelo GIS (Geographic Information System) puede generar
ahorros logísticos del orden de un 5% a un 18% para una planta de biomasa de
100 MWe, según Yu et al [72].
99
2.2.3.1. Energía Primaria consumida en las fases
de recogida/transporte y costes logísticos
Para el cálculo de la energía primaria consumida en la fase de logística se tuvo
en cuenta que el operativo principal y los datos de inversión en los camiones de
transporte se obtienen de la siguiente tabla, considerando una velocidad media
de 65 km/h, y se ha previsto un camión para abastecer a la planta. El consumo
de diésel es de 0,45 l/km y el precio de conductor es de 20 €/h, para adaptarlo
al contexto español.
Características de los camiones de transporte
Distancia máxima recogida (km) 100
Capacidad masa (kg) 25,000
Capacidad volumen (m3) 100
Velocidad media vacío (km/h) 75
Velocidad media cargado (km/h) 55
Velocidad media vacío-cargado (km/h) 65
Consumo medio (l/km) 0.45
Coste de compra (€) 120,000
Seguros/ mantenimiento (€/año) 10,000
Vida útil (año) 7
Duración turno conductor (h) 8
Coste horario conductor (€/h) 20
Tabla 10 Parámetros característ icos de camión de transporte de
biomasa (Actual izado de [49])
En la siguiente tabla, se presentan los resultados de cada uno de los casos
estudiados, expresados en costes totales por año y en costes por tonelada.
100
COSTES PLANTA 1 PLANTA 2 PLANTA 3 PLANTA 4
Coste de camión (€) 120000 120000 120000 120000
Promedio inversión hora Caso 1 (€/h) 28,7 35,0 43,0 50,9
Promedio inversión hora Caso 2 (€/h) 14,3 17,5 21,5 25,5
Promedio inversión hora Caso 3 (€/h) 9,6 11,7 14,3 17,0
Promedio inversión hora Caso 4 (€/h) 7,2 8,8 10,7 12,7
Coste de mantenimiento anual (€) 10000 10000 10000 10000
Promedio mantenimiento hora Caso 1 (€/h) 16,7 20,4 25,1 29,7
Promedio mantenimiento hora Caso 2 (€/h) 8,4 10,2 12,5 14,9
Promedio mantenimiento hora Caso 3 (€/h) 5,6 6,8 8,4 9,9
Promedio mantenimiento hora Caso 4 (€/h) 4,2 5,1 6,3 7,4
Nº horas necesarias para realizar Caso 1 598 490 399 337
Nº horas necesarias para realizar Caso 2 1197 979 798 673
Nº horas necesarias para realizar Caso 3 1795 1469 1197 1010
Nº horas necesarias para realizar Caso 4 2393 1958 1595 1346
Coste total por hora Caso 1 (€/h) 65 75 88 101
Coste total por hora Caso 2 (€/h) 43 48 54 60
Coste total por hora Caso 3 (€/h) 35 38 43 47
Coste total por hora Caso 4 (€/h) 31 34 37 40
Carga y descarga [59] (€/m3
) 0,5 0,5 0,5 0,5
Coste total de carga y descarga año (€) 77778 63636 51852 43750
Precio gasoil (€/l) 1,2 1,2 1,2 1,2
Coste gasoil por año Caso 1 (€) 21000 17182 14000 11813
Coste gasoil por año Caso 2 (€) 42000 34364 28000 23625
Coste gasoil por año Caso 3 (€) 63000 51545 42000 35438
Coste gasoil por año Caso 4 (€) 84000 68727 56000 47250
Coste total por año Caso 1 (€) 137886 117751 100972 89436
Coste total por año Caso 2 (€) 170852 144723 122949 107979
Coste total por año Caso 3 (€) 203818 171695 144926 126523
Coste total por año Caso 4 (€) 236784 198667 166904 145066
Coste del transporte por tonelada de biomasa Caso 1 (€/ton) 5,91 6,17 6,49 6,81
Coste del transporte por tonelada de biomasa Caso 2 (€/ton) 7,32 7,58 7,90 8,23
Coste del transporte por tonelada de biomasa Caso 3 (€/ton) 8,74 8,99 9,32 9,64
Coste del transporte por tonelada de biomasa Caso 4 (€/ton) 10,15 10,41 10,73 11,05
Tabla 11 Estudio de costes de transportes de camión para p lantas de
2 MWe de dist intos rendimientos y a varias d istancias de recogida
de la b iomasa.
101
2.2.3.2. Evaluación de emisiones de CO2 para
plantas de 2 MWe
Los resultados de emisiones de CO2 para los casos considerados se muestran en
la siguiente tabla.
PLANTAS DE CONVERSIÓN DE BIOMASA DE DTOS RENDIMIENTOS PLANTA 1 PLANTA 2 PLANTA 3 PLANTA 4
Potencia Planta (kWe) 2000 2000 2000 2000
Rendimiento neto eléctrico 18% 22% 27% 32%
Energía Primaria necesaria (kWt) 11111 9091 7407 6250
Poder calorífico combustible (kJ/kg) 12000 12000 12000 12000
Horas de funcionamiento anual 7000 7000 7000 7000
Masa de biomasa necesaria (kg/s) 0,93 0,76 0,62 0,52
Masa de biomasa anual (ton/año) 23333 19091 15556 13125
Masa máxima de biomasa en camión en base a volumen máximo (kg) 15000 15000 15000 15000
Numero de viajes necesarios por año (ida y vuelta) 1556 1273 1037 875
Consumo del camión (l/km) 0,45 0,45 0,45 0,45
Distancia total recorrida camión por año Caso 1 (km) 38889 31818 25926 21875
Distancia total recorrida camión por año Caso 2 (km) 77778 63636 51852 43750
Distancia total recorrida camión por año Caso 3 (km) 116667 95455 77778 65625
Distancia total recorrida camión por año Caso 4 (km) 155556 127273 103704 87500
Consumo de diésel Caso 1 (l) 17500 14318 11667 9844
Consumo de diésel Caso 2(l) 35000 28636 23333 19688
Consumo de diésel Caso 3 (l) 52500 42955 35000 29531
Consumo de diésel Caso 4 (l) 70000 57273 46667 39375
Emisiones de CO2 por litro de gasoil (kg CO2/l diésel) 3 3 3 3
Emisiones de CO2 - Caso 1 (kg CO2/año) 52500 42955 35000 29531
Emisiones de CO2 - Caso 2 (kg CO2/año) 105000 85909 70000 59063
Emisiones de CO2 - Caso 3 (kg CO2/año) 157500 128864 105000 88594
Emisiones de CO2 - Caso 4 (kg CO2/año) 210000 171818 140000 118125
Emisiones de CO2 evitadas por tonelada de biomasa (ton CO2/ton biomasa) 1,3 1,3 1,3 1,3
Toneladas evitadas de CO2 por año (ton CO2/año) 30333 24818 20222 17063
Porcentaje que representa el transporte sobre el CO2 evitado - Caso 1 0,17% 0,14% 0,12% 0,10%
Porcentaje que representa el transporte sobre el CO2 evitado - Caso 2 0,35% 0,28% 0,23% 0,19%
Porcentaje que representa el transporte sobre el CO2 evitado - Caso 3 0,52% 0,42% 0,35% 0,29%
Porcentaje que representa el transporte sobre el CO2 evitado - Caso 4 0,69% 0,57% 0,46% 0,39%
Tabla 12 Cálculos de emisiones de CO2 sobre CO2 evitado por la
biomasa en el transporte por camión de plantas de 2 MWe de
dist intos rendimientos y var ias d istancias.
102
Se observa como la situación de más emisiones de CO2 se corresponde con el
caso de planta de rendimiento eléctrico global 18% y distancia media de
recogida de la biomasa de 100 km con 210 ton CO2/año, y el caso de menor
emisiones con el caso de planta de rendimiento eléctrico global de 32% y
distancia media de recogida de la biomasa de 25 km, con 29,531 ton CO2/año.
2.2.3.3. Determinación de superficies de recogida
necesarias de biomasa para plantas de 2 MWe
La siguiente tabla muestra los resultados en lo que se refiere a la superficie de
tierra requerida para recoger la cantidad de residuos de poda vid prevista en
torno a la planta de generación eléctrica.
La cantidad de restos de poda producidos se estima conservadoramente en 1
tonelada por hectárea de tierra cultivada.
Se ha considerado el caso de planta de menor rendimiento, que es el que más
biomasa requiere. Se indica que para un radio de 25 km en torno a la planta,
con 23.333 t/año necesarias, se necesitaría tener cultivadas en vid un 12% de
las tierras, siendo este el caso mayor en cuanto a ocupación de tierras con
residuos destino a planta.
Otra referencia, es la que expone el EPRI en relación a las tierras de chopo
necesarias en torno a una planta de tecnología WTE de 50 MWe, donde indica
que en un radio de 40 km, el 7% se dedicarían a este cultivo [73].
La Comunidad Autónoma de La Rioja tiene una superficie de 5.027 km2, de los
cuales 612,7 km2 está ocupada por viñedos, es decir, 12,18% del total, por lo
que cumple con los parámetros del Caso 1 [29].
103
Evaluación de tierras necesarias para el caso del sarmiento Datos
Productividad (ton sarmiento/Ha) 1
Potencia Planta (kWe) 2000
Rendimiento neto eléctrico 18%
Energía Primaria necesaria (kWt) 11111
Poder calorífico combustible (kJ/kg) 12000
Horas de funcionamiento anual 7000
Masa de biomasa necesaria (kg/s) 0,93
Masa de biomasa anual (ton/año) 23333
Superficie necesaria (Ha) 23333
Superficie necesaria (km2) 233
Caso 1: Promedio de distancia de ida y vuelta de 25 km. 25
Caso 2: Promedio de distancia de ida y vuelta de 50 km. 50
Caso 3: Promedio de distancia de ida y vuelta de 75 km. 75
Caso 4: Promedio de distancia de ida y vuelta de 100 km. 100
Superficie Radio Caso 1 (km2) 1963
Superficie Radio Caso 2 (km2) 7854
Superficie Radio Caso 3 (km2) 17671
Superficie Radio Caso 4 (km2) 31416
Porcentaje de tierras empleadas Caso 1 11,9%
Porcentaje de tierras empleadas Caso 2 3,0%
Porcentaje de tierras empleadas Caso 3 1,3%
Porcentaje de tierras empleadas Caso 4 0,7%
Tabla 13 Porcentaje de t ierras dedicadas al cult ivo de vid en torno a
planta de 2 MWe en dist intos radios de distancia.
2.2.3.4. Discusión de los resultados
En relación a los costes, como es previsible, la situación más desfavorable es el
caso de una distancia media de 100 km (ida y vuelta). En plantas tan pequeñas
se observa cómo la adquisición de los equipos necesarios hace que, en los
mejores rendimientos, al tener que transportar menos cantidad de biomasa, el
coste por tonelada de biomasa sea superior, debido a los costes fijos de
inversión y mantenimiento. De esto se deduce que debe de optimizarse el
tamaño de la planta de biomasa de acuerdo a estos costes expuestos.
104
En el mismo sentido, Yagi et al, encuentran que la escala de tamaño de planta
tiene mayor repercusión en los costes de generación eléctrica finales que los
costes de transporte [74].
En cualquier caso, los costes totales son inferiores para las plantas de mayor
rendimiento. Los precios por tonelada varían desde los 5,91 (distancia media 25
km y rendimiento 32 %) hasta los 11,05 €/ton (distancia media 100 km y
rendimiento 18 %) en las distancias y plantas consideradas (Figuras 24 y 25).
Figura 24. Coste total por año a una distancia media de 100 km (€)
Como información de contraste, existe un estudio de Perpiñá et al. que ofrece
valores de coste de transporte de camión de una media de 17,19 €/ton en
distancias medias de 23 km [75].
En cualquier caso, Hamelinck habla de costes de camión para transportar la
biomasa en tren, y la carga y descarga del mismo, de un valor aproximado de 5
€/ton de biomasa seca [59].
Sokhansanj et al, exponen unos costes sólo del transporte de balas de rastrojo
de maíz de 21,76 $/ton, lo que estimado en € (1 €≈1,30$), equivale a 16,74
€/ton [76].
0
50000
100000
150000
200000
250000
236784
198667
166904
145066 PLANTA 1
PLANTA 2
PLANTA 3
PLANTA 4
105
Según Boukis et al, existe una gran diferencia entre los costes de transporte de
la biomasa sin ningún proceso previo y la astillada, llegando a ser en el segundo
caso hasta un 50% inferior, debido al aumento de la densidad másica de la
biomasa [52].
Figura 25. Coste del transporte por tonelada de biomasa a una distancia
media de 100 km (€/ton)
Según las emisiones contaminantes, como se refleja en los siguientes gráficos,
un porcentaje relativo del CO2 emitido sobre el CO2 evitado en este tipo de
plantas, en el caso más desfavorable de distancia media 100 km para una
planta de un rendimiento global de un 18%, sería de un 0,69%, alcanzando un
porcentaje relativo de hasta un 0,39% con plantas de rendimientos de un 32%
en las mismas distancias medias (Figuras 26 y27).
Se puede decir por lo tanto que el factor limitante a la hora de decidir
distancias es el factor económico y no el medioambiental.
9,60
9,80
10,00
10,20
10,40
10,60
10,80
11,00
11,20
10,15
10,41
10,73
11,05
PLANTA 1
PLANTA 2
PLANTA 3
PLANTA 4
106
Figura 26. Toneladas evitadas y emisiones de CO2 por año a una distancia
media de 100 km
Figura 27. Porcentaje que representa el transporte sobre el CO2 evitado a
una distancia media de 100 km
2.2.4. CONCLUSIONES
En base a todo lo expuesto, podemos concluir que:
- La energía primaria utilizada en la recogida y transporte de la planta varía
entre un 2% y un 7% de la energía primaria de la biomasa, en función de
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
35000
Toneladas evitadas de CO2 por año (ton CO2/año)
Emisiones de CO2 - Caso 100 km (ton CO2/año)
30333
210
24818
172
20222
140
17063
118
PLANTA 1
PLANTA 2
PLANTA 3
PLANTA 4
0,00%
0,10%
0,20%
0,30%
0,40%
0,50%
0,60%
0,70%
0,69%
0,57%
0,46%
0,39%
107
los tratamientos previos al transporte (por ejemplo, si está peletizada o
no).
- Los costes de transporte de la biomasa en distancias entre 25 km y 100
km pueden oscilar entre los 6 y 17 €/t seca de biomasa. A esto habría
que sumar, para cada tipo de biomasa, los costes de recogida y astillado
u otra preparación si la hubiere. Según los cálculos expuestos en este
apartado, estos costes oscilarían entre los 5,91 y 11,05 €/t para plantas
de 2 MWe de con distintos rendimientos de 2 MWe.
- Existe un interés creciente en el mercado a gran escala de la biomasa en
grandes distancias (del orden de 1200 km y por barco), haciendo
eficiente el transporte por el gran volumen transportado. Los costes para
traer biomasa de Latinoamérica a Europa podrían ser del orden de los
40-55 €/ton seca puesta en puerto de destino, pudiendo en grandes
plantas, generar energía eléctrica a 0,035 €/kWhe. En estas condiciones y
en grandes plantas, se podría competir con los combustibles fósiles.
- En plantas pequeñas del orden de 2 MWe, los costes fijos de inversión en
equipos de transporte y mantenimientos anuales, aumentan los ratios de
coste de transporte por tonelada de biomasa, por lo que se deduce que
debe de optimizarse el tamaño de la planta de biomasa de acuerdo a
estos costes expuestos.
- Las emisiones de CO2 derivadas de la recogida y el transporte de biomasa
son del orden del 5% máximo en relación a las emisiones de CO2 que la
biomasa evita, siendo según los cálculos de este artículo de un máximo
de 0,69% para distancias medias de 100 km (excluyendo las fases previas
al transporte de recogida y preparación si las hubiere), para plantas de 2
MWe. Las emisiones de CO2 en distancias de 1200 km están del orden
del 2,5% sobre el CO2 evitado.
108
- El estudiar las superficies de recogida necesarias, según las densidades
energéticas de cada biomasa y su poder calorífico inferior, es un factor
clave en el diseño del sistema logístico de este tipo de plantas de
generación eléctrica. En el caso concreto de La Rioja, y para la biomasa
del sarmiento, se verifica que la necesidad de superficies de recogida
necesarias para distancias medias de 25 km para una planta de 2 MWe,
se corresponde con gran exactitud con las tierras de cultivo actualmente
existentes en La Rioja de vid.
109
Capítulo 3 COMBUSTIÓN O GASIFICACIÓN DE BIOMASA PARA
GENERACIÓN ELÉCTRICA EN ESPAÑA. OPINIÓN DE LOS
PROFESIONALES DEL SECTOR
3.1. Introducción
En el presente capítulo se trata de constatar los problemas de la generación de
energía eléctrica con biomasa a partir de las opiniones de especialistas del
sector con amplia experiencia tanto en la realización de proyectos, en la
dirección y explotación de instalaciones, como en proyectos de investigación
mediante las tecnologías de Combustión y Gasificación.
Se trata de analizar ambas tecnologías y estudiar cuál es la más conveniente y
cuándo, así como cuáles son los problemas tecnológicos y coyunturales que
cada una presenta actualmente.
En general, se destaca que son dos tecnologías en fase de implantación que
necesitan todavía importantes esfuerzos en investigación, aunque están dando
sus primeros resultados, cada una de ellas a una escala adecuada. Los expertos
se decantan por utilizar la técnica de Gasificación en plantas entre 0,5 y 2 MWe
de potencia eléctrica instalada, mientras que en plantas entre 2 y 10 MWe
estiman más fiable la Combustión.
Un factor clave en la viabilidad de ambos tipos de instalaciones es la necesidad
de aumentar las horas de operación. Se estiman necesarias de 7000 a 8000
horas de operación, muy por encima de las actuales.
Un problema común a ambas tecnologías es la logística de la biomasa. Este es
un factor que debe tenerse muy en cuenta en el estudio de viabilidad de una
instalación.
110
La biomasa es una de las primeras fuentes de energía que el hombre ha
utilizado a lo largo de la historia, y se encuentra en un momento de
redescubrimiento de nuevas vías de utilización de modo eficiente, tanto en lo
medioambiental como en lo económico. Son muchos los estudios de viabilidad
que se encuentran en desarrollo o se han desarrollado con el objetivo de
utilizar la biomasa, dentro de sus muchas aplicaciones, a la Generación
Eléctrica [2, 77-95].
El objetivo de este trabajo es la discusión sobre los problemas estratégicos y
tecnológicos de la conversión de la energía química de la biomasa en energía
eléctrica mediante dos tecnologías diferentes, la Combustión y la Gasificación.
La combustión directa es la conversión energética más utilizada a nivel
mundial, tanto en el ámbito doméstico como en el ámbito industrial y de
generación de electricidad. De su uso y experiencia con combustibles fósiles,
se ha transferido la tecnología a la biomasa, y hoy por hoy, parece constituir la
opción más fiable para la generación eléctrica [7, 88, 92, 96-98].
Sin embargo, a pesar de lo aprendido con los combustibles fósiles, la biomasa
plantea nuevos desafíos tecnológicos derivados de la diversidad que presenta
este tipo de combustible.
Se denomina gasificación al conjunto de reacciones termoquímicas que tienen
lugar en un ambiente pobre en oxígeno, en el que se produce la transformación
de un sólido en gases aprovechables para su combustión en una turbina de
gas, en un motor o en una caldera.
El poder calorífico inferior (PCI) del gas obtenido, denominado normalmente
gas de síntesis o syngas, es una sexta parte del PCI del gas natural
convencional [6]. En el proceso de la gasificación se obtienen además residuos
sólidos con alto contenido en carbono, y una fase liquida denominada
alquitranes o tars, ambos en menor proporción [4].
111
La gasificación no es una tecnología nueva, sino que ha sido utilizada en
periodos de necesidad energética, para producir gases combustibles a partir de
combustibles fósiles como carbón o petróleo. Debido a la mejor relación H/C
de la biomasa con respecto al carbón, es en principio más factible su
gasificación [88]. Además la gasificación puede ser la base para procesos de
obtención de combustibles líquidos de alta calidad (proceso Fisher- Tropsch)
[99].
El rendimiento de la gasificación puede estar en torno al 70-80% [100], en
función del agente gasificante utilizado, medido como la relación entre la
energía portante del syngas producido respecto a la energía primaria de la
biomasa combustible.
En relación a la producción de energía eléctrica a través de la biomasa,
podemos decir que los rendimientos eléctricos de la gasificación con motor o
con turbina de gas en plantas de tamaños de 2 a 10 MWe, frente a la
combustión directa de biomasa y turbina de vapor, pueden estar en torno al
30-33% frente a un 22%, respectivamente, de eficiencia global, relacionando la
energía primaria de la biomasa con la energía eléctrica neta generada [101]. En
cualquier caso, hay que matizar que el proceso de gasificación parece ser más
inestable que la combustión directa.
Las principales barreras técnicas de la combustión y de la gasificación
corresponderían a la variabilidad que presenta el combustible ante diseños que
hoy en día son muy poco versátiles a cambios de composición, humedad, etc. e
incluso de tipo de combustible si fuese necesario. Ello acompañado por una
economía de escala para plantas de pequeña potencia instalada (2-10 MWe),
de costes de inversión muy elevados [82, 91]. Particularmente, la combustión
presenta problemas ante la corrosión y deposiciones a altas temperaturas ante
ciertos combustibles [102-106], y su rendimiento es bajo (en torno a un 18-
112
22%) para plantas de potencia de 2 a 10 MWe [82]. La gasificación, para mismo
tamaño de plantas, plantea principalmente dos retos de relevancia, el primero
la estabilidad operacional ante los cambios que se den el sistema (de
combustible, de humedad…) [107], y por otro lado la limpieza del syngas
generado [108] .
El objetivo de este capítulo es realizar una consulta a profesionales del sector
de la biomasa en el ámbito nacional español que están en la punta de lanza en
la construcción, operación e investigación de este tipo de plantas, para tratar
de obtener el estado real de la generación eléctrica a través de la biomasa, y
establecer un marco de reflexión sobre la combustión frente a la gasificación
como tecnologías para la generación eléctrica, a partir de la biomasa, en
diferentes escalas de tamaño de planta.
Se incidirá en cuáles podrían ser los principales impedimentos técnicos y
coyunturales para el desarrollo de estas tecnologías, y en algunos casos, cuál
de ellas pudiera en principio ser más adecuada.
3.2. Metodología
El procedimiento de la consulta se ha llevado a cabo a través de una de
encuesta online entre profesionales del sector que voluntariamente han
participado, en la que cada uno de ellos ha expuesto sus puntos de vista y
opiniones sobre un total de siete ítems relacionados con la Combustión y
Gasificación de Biomasa para Generación Eléctrica. La encuesta puede
encontrarse en:
(https://docs.google.com/spreadsheet/viewform?hl=es&formkey=dE5tZkxLbkN
PaWZVUUUzc1M2amVMQWc6MA#gid=0).
113
Los citados ítems corresponden a las siguientes temáticas:
Plan de Energías Renovables 2011-2020
Horas de funcionamiento real y de proyecto de plantas de generación
eléctrica con biomasa
En el rango de 2 a 10 MWe, conveniencia de la Gasificación o de la
Combustión para procesos con biomasa
Principales problemas técnicos de la Combustión de biomasa
Estabilidad de la Gasificación en plantas de 0,5 a 2 MWe
Logística de la biomasa
Situación actual de la generación eléctrica con biomasa
Figura 28. Items sobre los que se ha llevado a cabo la encuesta con los
profesionales del sector.
En el proceso de colaboración online han participado un total de ocho
profesionales, todos ellos muy relacionados con el sector de la biomasa y de la
generación eléctrica, desde diferentes actividades técnicas y/o de
investigación, según se expone en la siguiente tabla:
114
E Profesional Cargo o
Responsabilidad
Entidad/
Empresa/
Institución
Experiencia profesional en relación a la
generación eléctrica con biomasa.
1 JOSÁN SOLE Gerente SIEA BIOCHAMM EUROPA
Diseñan, fabrican e instalan plantas para generación de energía eléctrica a partir de biomasa. Disponen de tres instalaciones en España y una en Portugal, con más de 500 MWe en producción en el mundo con calderas de vapor de alta presión.
2 LUIS MONGE GÜIZ
Director Área Negocio Energías Renovables
TAIM WESER S.A.
Son tecnólogos de cogeneración de biomasa por gasificación y tienen planta de demostración operando desde hace varios años.
3 FRANCISCO MESA HERRADOR
Director de Planta VALORIZA ENERGIA
15 años de experiencia, en puesta en marcha, operación y mantenimiento de calderas de biomasa, turbinas de vapor y turbinas de gas. Dirección de complejos industriales, y desarrollo del sector de la biomasa
4 JOSE ANTONIO AYENSA
Project Manager GRUPO ENHOL S.L.
En la actualidad están promoviendo dos proyectos de generación a través de biomasa de cultivo forestal, en concreto de chopo.
5 PILAR COCA LLANO
Investigadora ELCOGAS, S.A.A
Ha trabajado en varios proyectos de investigación españoles y europeos en los que se han realizado pruebas de co-gasificación de biomasa con el combustible habitual que se utiliza en la central GICC de 335 MWe (gasificador de lecho arrastrado a presión y alimentado con oxígeno).
6 ROBERTO DE ANTONIO
Socio Director FACTORVERDE SA
Promoción y servicios de logística para plantas de biomasa eléctrica y térmica. Más de 11 años de experiencia. Principal operador logístico en España.
7 SERGI SANROMAN CASTELL
Director de Proyecto y Jefe Departamento de Biomasa de la División de Ingeniería, Tecnología y Generación
COMSA EMTE MEDIO AMBIENTE SLU
COMSA EMTE MEDIO AMBIENTE (CEMA) tiene una amplia experiencia en la promoción, construcción y explotación de plantas de biomasa. Concretamente, participa de la explotación de varias plantas de desgasificación de vertederos y de valorización energética de purines. Actualmente, CEMA tiene en fase de construcción la primera planta termosolar española hibridada con biomasa forestal leñosa.
8 LUIS Mª LÓPEZ GONZÁLEZ
Catedrático de Universidad del Área de Máquinas y Motores Térmicos
UNIVERSIDAD DE LA RIOJA
Coautor del libro “Plantas de Valorización Energética de Biomasa” [1], investigador principal y colaborador en varios proyectos de investigación sobre biomasa además de autor/coautor de numerosos artículos científicos sobre la materia [89, 90, 109, 109-113].
Tabla 14 Profesionales y Empresas que han contestado a la encuesta
La participación de estos profesionales nos permitirá acercarnos y constatar de
forma directa, las opiniones sobre la generación eléctrica con biomasa en
España, desde diferentes puntos de vista. El resultado será enriquecedor para
115
poder establecer algunas líneas de actuación, tanto en investigación como en
otros ámbitos, necesarias para la consolidación de la biomasa para conversión
en energía eléctrica.
3.3. Resultados de las encuestas
Se exponen a continuación las principales aportaciones de los profesionales
participantes en cada una de las temáticas tratadas en el proceso de
colaboración online.
3.3.1. Objetivos planteados por el PER 2011-2020
sobre la biomasa
La Directiva 2009/28/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 23 de abril
de 2009 [114], relativa al fomento del uso de energía procedente de fuentes
renovables, fija como objetivos generales conseguir una cuota del 20% de
energía procedente de fuentes renovables en el consumo final bruto de energía
de la Unión Europea (UE) y una cuota mínima del 10 % de energía procedente
de fuentes renovables en el consumo de energía en el sector del transporte en
cada Estado miembro para el año 2020.
El PER 2011-2020 [115], es algo más ambicioso respecto a las energías
renovables, puesto que recoge una serie de medidas que, convenientemente
combinadas, ejecutadas, coordinadas y supervisadas, pretenden cumplir con
los requerimientos europeos, alcanzando los objetivos nacionales en 2020
fijados en el Plan.
116
Para la biomasa (grupo conjunto de biomasa sólida, RSU (residuos sólidos
urbanos) y biogás), se plantea conseguir en 10 años un incremento en
potencia eléctrica instalada en torno a un 50%, aumentando de 825 MW hasta
un total de 1.950 MW. Con ello se pasaría de una producción bruta de energía
eléctrica de 4.228 GWh en 2010 a 12.200 GWh en 2020. Hay que tener en
cuenta que el RD 661/2007 ya establecía unos objetivos de potencia para los
grupos b.6 y b.8, 1.317 MW y para las de los combustibles del grupo b.7, 250
MW (excluyendo la co-combustión).
El peso de la generación de energía eléctrica a través de la biomasa en el año
2010, fue del 1,41% sobre el total de mix energético, según datos facilitados
por el IDAE [115].
Figura 29. Distribución de porcentajes de generación de energía eléctrica
en el mix español del año 2010 [115].
117
Además hay que tener en cuenta que en las últimas medidas adoptadas por el
Gobierno Español en el sector energético, se suprimen las primas para nuevas
instalaciones en energías renovables, según aparecen publicado en el Real
Decreto-Ley 1/2012, de 27 de enero, por el que se procede a la suspensión de
los procedimientos de preasignación de retribución y a la supresión de los
incentivos económicos para nuevas instalaciones de producción de energía
eléctrica a partir de cogeneración, fuentes de energía renovables y residuos.
Sobre el objetivo fijado por el PER para el 2020 [115], la encuesta 1 entiende
que deben de ajustarse los costes de explotación de las plantas y los precios de
tarifa eléctrica [116]. Encuesta 2 coincide con esto último, añadiendo que
considera que el potencial de la biomasa en España es mayor, y que deben de
tenerse en cuenta las aplicaciones de cogeneración [117]. Encuesta 3,
considera que en la región española que él conoce (Andalucía), el potencial de
biomasa para generación eléctrica es alto, y debe además regularse para su
aprovechamiento tanto en los residuos forestales ó agrícolas como en el
fomento de los cultivos energéticos [118]. Encuesta 4 coincide en que el límite
de MWe eléctricos fijado en el PER para 2020 es pequeño, y que debería de
aumentarse sobre todo para no paralizar posibles proyectos de plantas de
generación eléctrica con biomasa [119]. Encuesta 5 ve complicado que se
cumpla el objetivo de potencia instalada con plantas de generación eléctrica de
biomasa según el PER [120]. Encuesta 7 remarca que España es el tercer país
europeo en disponibilidad de biomasa, pero que deben de estabilizarse las
condiciones de financiación de los proyectos, -en especial las garantías de
aprovisionamiento- y el marco jurídico regulador de la actividad. [121].
Encuesta 8 [122][122, 122] remarca que bajo condiciones normales no habría
problemas en alcanzar la potencia instalada con biomasa de 5000 MWe.
118
Algunos de los profesionales consultados [116-123]están de acuerdo en que el
marco tarifario debería de ajustarse para crear un entorno favorable para el
desarrollo de las renovables [116, 117, 121]. Sobre la financiación de las
plantas, algunos de ellos coinciden en que es uno de los principales obstáculos
para que no se construyan [117, 121], y otros opinan que el potencial de
España en Biomasa es más que suficiente para cumplir con el objetivo, aunque
las condiciones no son las adecuadas para que esto ocurra [117-119, 121-123].
3.3.2. Horas de operación anuales de las plantas de
generación eléctrica con biomasa
De las de generación eléctrica para el año 2020 según el PER 2011-2020
derivan unas horas de funcionamiento de las potencias instaladas según
tecnologías tal como se expone a continuación:
2010 (horas/año) 2020 (horas/año)
Biomasa sólida 5290 6000
RSU 5765 7500
Biogás 4200 6500
Tabla 15 Horas de funcionamiento anual de cada fuente de energía
para generación eléctr ica [115]
En el caso de la generación eléctrica con biomasa sólida, las horas de
funcionamiento anual en el momento actual son aproximadamente unas 5.290
horas/año. Para el año 2020, se supone que las plantas operarán unas 6.000
horas/año. ¿Son suficientes estas horas de operación anual consideradas para
garantizar viabilidad económica de las plantas? ¿Son viables tecnológicamente
119
un número mayor de horas de operación de las plantas de generación eléctrica
con biomasa?
Todas las encuestas [116-123], exponen como horas de proyecto adecuadas en
este tipo de plantas anuales un intervalo de 7.000 a 8.000 horas, reconociendo
que con una operación de 5.290 horas anuales, este tipo de plantas no pueden
ser viables.
Un valor medio de unas 7.500 horas/año es casi un tercio superior al registro
de horas de operación según los datos contrastados referentes al año 2010. En
base a las horas actuales de operación de 5290 horas/año según datos del
2010, y las previstas para el 2020 de 6000 horas/año, ambas para combustibles
sólidos de biomasa, se demuestra que todavía se está lejos de las horas de
operación necesarias en las plantas de generación eléctrica que conforme a lo
que afirman los profesionales del sector, deben de operar un mínimo de 7.500
a 8.000 horas/año, para que la rentabilidad y los periodos de recuperación de
inversión de las plantas no se vean mermados.
3.3.3. Plantas de 2 a 10 MW: ¿combustión o
gasificación?
Se ha pedido a los encuestados que respondan sobre qué tecnología
consideran más favorable para la generación eléctrica, dada una cierta cantidad
anual de biomasa en plantas de potencia entre 2 y 10 MWe. La justificación de
seleccionar este intervalo de potencias, es la siguiente:
• En España, según el RD 661/2007 [124], el tamaño de planta máximo
donde las primas por producción eléctrica son mayores es 2 MWe. Es decir, a
partir de tamaño de planta de 2 MWe, las primas por generación eléctrica
120
comienzan a disminuir, por lo que sería un buen criterio no sobrepasar los 2
MWe, cuando se estuviera en el diseño de plantas en torno a esta potencia.
• En cuanto a la descentralización de distribución de la energía eléctrica,
este intervalo de potencias para plantas de generación eléctrica de 2 a 10 MWe
puede ser considerado como adecuado para poder planificar centrales de
generación atendiendo redes de distribución de tamaños no muy grandes en
torno a estas.
• Por la biomasa requerida para el funcionamiento de estas plantas que
puede estar entre las 15.000-20.000 toneladas/año (para 2 MWe, rendimiento
global de un 24% y proporcional hasta 10 MWe; aunque con consumos
inferiores por la mejora del rendimiento con el tamaño de planta), según LHV y
rendimiento de planta de generación eléctrica, no sería adecuado según la
disponibilidad de biomasa, construir plantas de mayores potencias, ya que ello
implicaría una logística del combustible de cada vez distancias mayores.
Ante la producción de calor o de energía eléctrica, la cuestión es por qué
gasificar un sólido biomásico, para que después éste sea combustionado, con
las pérdidas energéticas que ello conlleva.
Comparando dos plantas de generación eléctrica, una IGCC (Integrated
Gasification Combined Cycle) y la otra de Combustión Directa Convencional
[125], los resultados son los siguientes:
Los gases de escape generados en gasificación son inferiores en cantidad
a los generados en combustión [7].
Mayor campo de aplicaciones del syngas generado: poligeneración [78,
126, 127].
El gas puede ser más fácilmente transportado y distribuido que los
combustibles sólidos, y por lo tanto su logística es más económica [7, 99].
121
Es más sencillo secuestrar el CO2 en la gasificación que en la combustión,
ya que se encuentra en mayor concentración [87, 128-131].
Las emisiones de SO2 son en general inferiores en una planta IGCC [132,
133].
La gasificación produce mucho menos NOx que un sistema de
combustión directa (0,082 kg NOx para gasificación y 0,61 kg/MWh para
combustión directa) [7].
Los sólidos totales residuales generados en una planta de gasificación
son inferiores a los que aparecen en una planta de combustión directa [7].
Las plantas de gasificación pueden construirse más compactas que las de
combustión, al necesitar menos equipos [7].
Si el calor es la única necesidad energética, la combustión directa parece
más idónea que la gasificación, especialmente en plantas de pequeña escala.
Incluso para plantas de escala media (instalaciones para calefacción de
distrito, calefacción central y energía eléctrica) la combustión pudiera ser
más económica [7, 134].
Atendiendo a las opiniones vertidas por los profesionales del sector, los
resultados son los siguientes:
En general, los expertos coinciden en que, en plantas entre 2 y 5 MWe, la
gasificación es más fiable, y por ello es también la tecnología más utilizada. Sin
embargo, estiman que para plantas por encima de 10 MW, es más interesante
la combustión. Entre 5 y 10 MW, se debe estudiar cada caso.
La Encuesta 3 [118], estima que, en combustibles herbáceos, dado sus posibles
contenidos en sílice y cloro, es posible que formen sinterizados y cuajada del
lecho, por lo que recomienda combustión directa con parrillas refrigeradas con
agua en lugar de gasificar. Para combustibles leñosos de origen forestal o
122
agrícola, opina que se debería optar por calderas de lecho fluido, con altas
presiones y temperaturas para aumentar el rendimiento del ciclo.
La Encuesta 4 expone que la combustión está más contrastada técnicamente
para el rango de potencias eléctricas instaladas de planta de generación [119].
De Antonio, en la Encuesta 6, se decanta por la combustión, matizando que no
conoce ninguna planta de gasificación para generación eléctrica que funcione
óptimamente en España [123].
La Encuesta 7 incluye una nueva idea exponiendo que las plantas de
combustión no son rentables en potencias eléctricas instaladas inferiores a 10
MWe, y que la gasificación es viable en plantas de 2 MWe, siempre y cuando
coexistan demandas térmicas y eléctricas (cogeneración) [121].
La Encuesta 8 [122, 122] matiza que la opción adecuada de gasificación para
grandes plantas (mayores de 200 MW) sería la de reactor de lecho arrastrado
acoplada a ciclo combinado. Indica que, a pesar de lo expresado, son
necesarios análisis de viabilidad de proyecto en cada situación, por lo que no
considera la gasificación muy adecuada para el intervalo de planta de 2 a 10
MWe. Puntualiza que la combustión es más adecuada para núcleos rurales, con
residuos forestales o agrícolas donde da una mayor operatividad a las plantas,
pudiendo conseguir tanto generación eléctrica como energía térmica
distribuida.
123
De todas las respuestas de los profesionales del sector, se observan grandes
diferencias de opinión, como la propuesta de que la gasificación es apta para
grandes plantas, y según otros para pequeñas potencias eléctricas. Sobre la
gasificación, dos encuestas argumentan que no existe en España planta de
gasificación para generación eléctrica con funcionamiento óptimo, y que la
combustión es la que más fiabilidad ofrece. De todo ello, no se puede extraer
una idea común de los encuestados sobre que tecnología sería la más
conveniente para convertir una cierta de biomasa en energía eléctrica en el
intervalo de potencias instaladas considerado. Parece que la combustión pueda
ser más fiable, pero también el factor de la rentabilidad ha aparecido como a
ser tenido en cuenta, ya que podría hacer que plantas pequeñas no fueran
rentables por su economía de escala.
3.3.4. Principales problemas técnicos de una planta
de combustión
La combustión directa se lleva a cabo en calderas o quemadores, que varían su
diseño en función del combustible biomásico a utilizar. Se puede considerar
que en los aspectos fundamentales, la combustión de carbón y biomasa es
bastante similar. Sin embargo, los sistemas de quema directa de la biomasa
presentan algunos problemas [102-106, 109, 135-143]:
124
Fouling (incrustaciones) y corrosión en la cámara de combustión,
causados por la naturaleza alcalina de las cenizas de la biomasa,
producidos debida a la fusión a altas temperaturas de los productos de
la combustión. El slagging (escorificación de cenizas) y el fouling reducen
las superficies de transferencia de calor del combustor y causan
problemas de erosión y corrosión, que disminuyen la vida útil de los
equipos.
El tamaño y forma de las partículas de cada tipo de biomasa, así como la
pulverización de la misma, deben ser considerados en función del tipo de
tecnología a emplear, para alcanzar altos ratios de mezcla y un buen
rendimiento del proceso.
Los metales en las cenizas, en combinación con otros elementos del
combustible como silicatos y sulfuros, y en presencia de cloruros, son
responsables de muchas reacciones indeseables en las calderas.
Elementos como Si, K, Na, S, Cl, P, Ca, Mg, Fe están implicados en los
problemas de fouling y slagging. El cloro afecta principalmente a la
corrosión.
Los depósitos de cenizas reducen la transferencia de calor y pueden
derivar en corrosiones severas a altas temperaturas.
Se expone a continuación la opinión sobre los principales problemas técnicos
que derivan de la combustión, según los profesionales consultados. Según la
Encuesta 1 [116], para que la planta pueda cumplir con una alta disponibilidad,
requiere un sistema de combustión contrastado que pueda ser estable ante la
heterogeneidad de los combustibles. La Encuesta 3 [118] coincide en que es
necesario que la caldera admita un combustible variable, que no forme
incrustaciones dentro del hogar.
125
Según varios encuestados [116, 118-121, 123] es fundamental la
homogeneidad de la biomasa que se va a quemar y su preparación. En caso
contrario se pueden producir alteraciones del proceso que disminuyan los
rendimientos esperados.
La Encuesta 8 [122] cita como otros problemas la composición química de la
biomasa, los residuos, los gases, la continuidad de la explotación en el tiempo y
la viabilidad económica de las plantas.
La Encuesta 6 [123] propone, invertir en el conocimiento del recurso y la
necesidad de hacer un buen proyecto logístico asociado a la planta.
Como se puede observar, el nexo común entre todas las opiniones es el tipo de
biomasa, su preparación y el hecho de que las calderas sean capaces de admitir
variaciones importantes en el combustible que las alimenta, bien por el uso de
policombustibles o bien porque varíen las características de uno determinado.
3.3.5. Gasificación: ¿proceso estable en plantas de
0,5 a 2 MW?
La tecnología para la gasificación de biomasa no está consolidada y en la mayor
parte de los mercados no consigue competir con otras tecnologías de
conversión energética [88]. Según Dasappa [144], la experiencia de una planta
de gasificación con reactor downdraft (reactor donde la biomasa y el agente
gasificante se ponen en contacto a través de corrientes paralelas) de 100 kW
acoplada a red eléctrica resultó insatisfactoria, trabajando 1000 h y vertiendo
energía a red solamente 70 h.
Veamos qué opinan los consultados sobre la gasificación y su estabilidad en
plantas de potencia entre 500 kWe y 2 MWe, ya que constituyen el intervalo de
126
potencia instalada en el que se han llevado a cabo plantas de gasificación para
generación eléctrica de demostración en España, y debido a las razones ya
expuestas anteriormente sobre las ventajas de plantas de potencia eléctrica
instalada inferior a 2 MWe.
Dos de los encuestados [116, 119] exponen que la gasificación es una
tecnología poco experimentada. Los principales problemas que plantean son:
las condensaciones y el ajuste del gas obtenido a las características necesitadas
en los motores y los alquitranes y su eliminación.
Según la Encuesta 2 [117], la gasificación es una tecnología estable en el rango
de potencias de 0,5 a 2 MW, indicando que al margen de la subtecnología de
gasificación empleada, el tipo de biomasa se adecua a las características del
diseño del gasificador, y si la planta opera/se mantiene de forma adecuada, no
tiene por qué existir ningún problema de inestabilidad u operativo.
Otras tres encuestas [118, 120, 121] señalan como problemáticas la
composición química de la biomasa y la estabilidad de operación,
fundamentalmente en plantas de gasificación a pequeña escala. La gasificación
es más rígida ante la variabilidad de la biomasa que la combustión. La Encuesta
5 [120], realizada por una persona con experiencia en gasificadores de gran
escala en co-gasificación, incide en que la gasificación es un proceso probado
cuando la operación es continua, aunque matiza que los gasificadores
pequeños son bastante ineficientes. De igual forma, la Encuesta 8 [122],
expone que en la co-gasificación en grandes plantas es viable, pero teniendo
en cuenta que la aportación de la biomasa no debe alterar la marcha normal
de la planta.
La Encuesta 6 [123], no invertiría en ningún proyecto de gasificación, salvo que
tratara de proyectos de I+D. Especifica que se le exige tanto al combustible,
que convierte las plantas en inviables.
127
La Encuesta 7 [121] estima que la gasificación representa una mejora técnica
sobre la combustión directa, ya que el rendimiento global del proceso es
superior. Además su aplicación puede ser modular de tal manera que la
potencia instalada de las instalaciones puede ampliarse si la disponibilidad de
biomasa aumenta durante el periodo de operación. Sin embargo, para que esta
tecnología sea viable es preciso disponer de uno o varios consumidores de
energía térmica ubicados cerca de la instalación.
Aunque es un proceso estable, la gasificación actualmente sigue siendo una
tecnología poco madura y que requiere instalaciones a medida para cada tipo
de combustible. Para los promotores de plantas de esta tipología es
imprescindible recurrir a un tecnólogo que garantice el buen funcionamiento
del proceso de gasificación y del acondicionamiento del gas de síntesis
generado.
La mayor parte de los consultados, a excepción de la Encuesta 2 [117], ve
riesgos importantes en las plantas de gasificación de biomasa en esta escala, ya
sea por problemas de alquitranes, sinterización de los lechos, variación de la
biomasa, condicionamiento a que existan demandas térmicas… En cualquier
caso, la Encuesta 2 [117] puntualiza la necesidad de una correcta operación y
mantenimiento para conseguir que la planta sea estable.
3.3.6. Logística de la biomasa
La biomasa presenta una diversidad tal que todo combustible biomásico
requiere una atención especial en el diseño de las plantas, incluso en el proceso
de recogida y transporte, las densidad energética de la biomasa en relación a
128
los combustibles fósiles hacen que el volumen de transporte necesario sea
mucho mayor, y con ello los costes y las emisiones de CO2 que se derivan.
Sala et al., citan 50 km como la distancia máxima en la que debe de recogerse
la biomasa en torno a una planta de generación eléctrica de biomasa [1].
Boukis et al hablan de 25-30 km para plantas de pequeña escala de unos 2
MWe [52]. Sin embargo, hay planteamientos que hablan de 100 km como
distancia máxima para camiones y a partir de 100 km proponen transporte por
tren [59].
Otros estudios hablan de la necesidad de pensar en la biomasa de forma global,
e iniciar un mercado de largas distancias en barcos de hasta 1200 km,
incidiendo en que podrían minimizarse las posibles consecuencias
medioambientales derivadas [50, 59, 61].
En relación a la distancia óptima a la que debe de recogerse la biomasa
respecto a la planta que va a ser utilizada, varios de los encuestados [117-119,
122] sugieren un radio óptimo de entre 30 y 50 km, matizando que existen
plantas de gran escala con mayores radios de recogida.
En la Encuesta 5 [120] se señalan distancias de entre 100 a 150 km, del mismo
modo que en la Encuesta 7 [121] en la que, además, se matiza que no se
deben marcar distancias para la recogida de la biomasa, sino que se justifique
económicamente un proyecto que finalmente favorezca a muchos sectores
implicados. La Encuesta 8 [122], se pronuncia también en el orden de 100 km
como distancia media máxima, siempre y cuando la viabilidad económica de la
planta sea positiva calculadas con precios reales. Las distancias que los
consultados exponen van desde los 30 km hasta los 150 km. Evidentemente, se
puede concluir que no existe una norma clara en cuanto a distancias de
recogida de la biomasa, y que la viabilidad del proyecto debe de analizarse en
su globalidad.
129
Las distancias de recogida de los combustibles de biomasa a emplear en las
plantas de generación eléctrica, dependen principalmente:
• Potencia eléctrica de la planta y su rendimiento, del que resultara la
cantidad anual de biomasa que necesitará.
• En función de la densidad media de la biomasa/s a utilizar en el entorno
de la planta, surgirá la distancia necesaria de recogida para abastecer a la
central de generación.
• Esto debe ser estudiado en las fases previas de los proyectos, para
analizar la viabilidad de estos a lo largo de la vida útil de las plantas,
contemplando los costes logísticos y el impacto ambiental derivados de estas
necesidades de transporte.
• El combustible de biomasa deberá garantizar su disponibilidad temporal
al menos durante el tiempo de vida útil de la planta de generación eléctrica.
• Además, si las plantas utilizan policombustibles de biomasa, deben estar
preparadas para sus tratamientos previos de molienda, separación, etc.
3.3.7. Situación actual de la generación eléctrica con
biomasa
Referente a la situación actual de empleo de la biomasa para la generación
eléctrica en España, son diversas las opiniones expuestas por los consultados.
En la Encuesta 3 [118] remarcan que debería de mejorarse el marco retributivo
de la biomasa, aumentando las primas al menos en un 20%. Justifica que se
desconocen los beneficios que genera la biomasa que enumera:
1.- Una planta de 10 MW genera 20 puestos de trabajo en planta y 80 en
monte, terreno, transportes, restaurantes, etc.
130
2.- Recauda IVA, cada camión, el viento y el sol, no.
3.- Es gestionable, 7500 horas de funcionamiento, por la noche y cuando
no hay viento.
4.- También se le retorna al estado vía IRPF, de todos esos trabajadores.
5.- Como genera ese trabajo, también se ahorra pagar el desempleo.
6.- Disminuyen los incendios, al tener montes gestionables, por lo que las
partidas del INFOCA (Plan de Emergencia por Incendios Forestales de
Andalucía), pueden disminuir.
7.- Aparece una economía dispersa en entornos rurales, se ocupa el
campo.
La Encuesta 3 [118] propone mejorar las tecnologías de calderas para poder
operar a mayor presión y temperatura y extender la cultura de la eficiencia
energética.
La Encuesta 4 [119] vincula a la situación de crisis que vivimos los problemas de
financiación que se presentar para poder llevar adelante este tipo de
proyectos.
De Antonio en la Encuesta 6 [123], defiende que no se invierte lo suficiente en
los proyectos logísticos de las plantas, siendo estos la base de cualquier
proyecto. Además puntualiza que es importante que las tecnologías puedan
procesar combustibles mixtos con fiabilidad.
Según la Encuesta 7 [121], señala que todavía tiene que mejorarse la técnica,
sobre todo en gasificación, pero que para ello las empresas deben dedicar una
parte de sus presupuestos a investigación y el marco legislativo debe ser
estable. Indica que habría que mejorar los rendimientos globales de las plantas
y optimizar costes, al igual que lo hace la Encuesta 2 [117].
131
La Encuesta 1 [116] incide en que hay falta de confianza en la tecnología y
experiencia, de los posibles inversores y de los analistas de riesgos de los
bancos. Como mejora para el sector propone analizar y caracterizar los
recursos biomásicos, estimando por zonas los potenciales de cada uno.
La Encuesta 8 [122] opina que el mayor problema del sector es el precio de la
energía para el consumidor, ya que no refleja la realidad. Sobre los problemas
técnicos, dice que siempre pueden resolverse así como con los problemas
legales. Aconseja como necesaria una planificación energética tanto para que
la biomasa se desarrolle en el ámbito rural como en grandes plantas, donde se
fijen para la biomasa unos precios realistas que se adecuen a los verdaderos
costes.
La Encuesta 2 [117] apunta que tanto biomasa como la tecnología de
valorización de la misma se van fuera de España y habría que preguntarse el
por qué.
Por último, la Encuesta 5 [120] expone las ventajas de la cogasificación en
plantas grandes, con altos niveles de utilización y con una importante
reducción de emisiones.
Todos ellos coinciden en que el marco retributivo y la financiación de este tipo
de plantas de generación eléctrica por combustión o gasificación de biomasa
deben adecuarse a la situación real de costes, y que deben de aumentarse los
esfuerzos en el conocimiento de la biomasa y sus mejores opciones
tecnológicas de conversión energética, sin olvidar la necesidad de ahondar en
la investigación y demostración de este tipo de plantas para que lleguen a
consolidarse.
132
3.4. CONCLUSIONES
Las principales conclusiones que pueden establecerse como resultado de este
estudio son las siguientes:
1. Las tecnologías deben consolidarse y que deben realizarse importantes
esfuerzos de investigación para consolidar las tecnologías de
combustión y gasificación.
2. Debe de hacerse una adecuación del marco tarifario referente a la
generación eléctrica con biomasa, y se expone la financiación de este
tipo de proyectos como un impedimento importante para que se lleven a
cabo. Además en estos momentos, con las medidas del gobierno actual,
se han eliminado las primas a las energías renovables de nueva
implantación, con lo que todavía el futuro de este sector se hace más
difícil.
3. Sobre las horas de funcionamiento las horas que deben de considerarse
para proyecto están entre 7000 a 8000 horas anuales, muy por encima
de las horas reales de operación que actualmente están en torno a las
5300 horas anuales. Este factor es clave para la viabilidad económica de
los proyectos.
4. Entre utilizar gasificación o combustión en plantas entre 2 y 10 MWe, la
combustión es más fiable, y por ello es también la tecnología más
utilizada.
5. Sobre la gasificación en plantas de escala pequeña, existen riesgos en
menor o mayor grado. Indican los problemas de posible sinterización de
los lechos o los alquitranes en el syngas generado. Sin embargo, es una
técnica muy interesante siempre que se consiga la estabilidad de la
operación y se realice un adecuado mantenimiento.
133
6. Respecto al punto de vista de la logística de recogida de la biomasa, se
consideran adecuadas distancias de entre 30 km a 150 km, siempre
teniendo en cuenta que los costes logísticos encajen en el estudio de
viabilidad de las plantas.
7. Por último, señalar que se ve una falta de confianza en la tecnología,
tanto para combustión o gasificación de biomasa, y que la situación de
crisis no está ayudando a que se puedan dar importantes pasos en la
consolidación de este tipo de energía renovable en España por la falta de
financiación para llevar a cabo este tipo de proyectos.
Los resultados de este Capítulo han sido publicados recientemente [41].
134
135
Capítulo 4 TECNOLOGÍA DE LA COMBUSTIÓN
4.1. INTRODUCCIÓN
La combustión directa es la conversión energética más utilizada a nivel
mundial, tanto a ámbito doméstico como a ámbito industrial y de generación
eléctrica.
De su uso y experiencia con combustibles fósiles, se ha transferido la tecnología
a la biomasa, y hoy por hoy, constituye la opción más fiable para la generación
eléctrica.
A pesar de lo aprendido con los combustibles fósiles, la biomasa plantea
nuevos desafíos tecnológicos derivados de la diversidad en la que se presenta
este tipo de combustible.
4.2. CONCEPTOS BÁSICOS DEL PROCESO DE
COMBUSTIÓN
4.2.1. Composición química de los combustibles
La combustión consiste en una reacción química, altamente exotérmica, del
oxígeno con ciertos elementos químicos de unas sustancias llamadas
combustibles. El oxígeno es aportado por el comburente que suele ser aire.
Los combustibles están básicamente compuestos por 2 tipos de elementos
químicos: los activos en el proceso de combustión, es decir, los que reaccionan
químicamente, y los inactivos que permanecen químicamente inalterados.
136
Los elementos activos, van ligados a la materia orgánica del combustible siendo
las especies químicas principales el carbono (C), el hidrógeno (H), azufre(s),
nitrógeno (N). En los combustibles sólidos y líquidos se distingue:
Materia volátil: Conjunto de hidrocarburos que se volatilizan en el
calentamiento progresivo del combustible.
Carbono fijo: Resto carbonoso que permanece tras el escape de los
volátiles y que está ligado a las cadenas carbonosas de la materia
orgánica.
Los elementos inactivos más habituales que se encuentran en los combustibles
son:
Agua (humedad)
Cenizas (Silicatos, carbonatos, SiO2…)
Gases inertes (N2, CO2…)
En los combustibles gaseosos se suele conocer la fracción volumétrica o molar
de cada uno de sus componentes. En los sólidos y los líquidos, se suelen hacer
2 tipos de análisis distintos:
Análisis Inmediato: Se obtiene la fracción másica de los materiales
volátiles, del carbono fijo, de la humedad y de las cenizas.
Análisis Elemental: Se obtiene la fracción másica de C, H, O, S, N, la
humedad y las cenizas. Es más costoso al realizarse por espectroscopia.
4.2.2. Propiedades principales de los combustibles
Las principales propiedades de los combustibles en relación al proceso de la
combustión son las siguientes:
137
PODER CALORIFICO (PC)
Es la propiedad termodinámica más importante de un combustible e indica la
energía química transformable en energía térmica (o en otras).
Se distinguen 2 tipos de poder calorífico:
Poder Calorífico Superior (PCS), cuando el agua de los gases de
combustión sale en forma líquida
Poder Calorífico Inferior (PCI), el agua de los gases de combustión sale en
forma de gas (se emplea parte de la energía en vaporizar el agua).
Se consideran combustibles ricos los que tienen PCS> 5000 kcal/kg (petróleo,
gas natural…) y pobres los que tienen PCS< 5000 kcal/kg (lignitos, gas ciudad…).
PODER COMBURÍVORO Y PODER FUMÍGENO
Son respectivamente, la cantidad mínima de aire necesaria para que todo el
combustible pueda reaccionar y la cantidad de gases de combustión que se
generarían al quemarse completamente el combustible con el aire
estequiométrico (el mínimo necesario).
TEMPERATURA ADIABÁTICA O TEORICA DE COMBUSTIÓN
Temperatura que alcanzarían los gases de combustión, si la combustión fuera
adiabática y no se disociaran. Es por tanto un valor ideal que no se alcanza
realmente.
138
Indica el valor máximo que se podría alcanzar en la combustión y por lo tanto
desestimar los procesos que exijan temperaturas por encima de estas teóricas.
4.2.3. Termoquímica de la combustión
Balance de materia
Existen principalmente 2 tipos de combustión en función de los productos que
de ella derivan:
Combustión completa: Las reacciones de oxidación son completas -> No
hay CO ni otros compuestos intermedios.
Combustión incompleta: Las reacciones de oxidación son parciales->
Aparece CO y otros inquemados (hollín, combustible…).
Del balance de materia se obtiene:
La composición de los gases de combustión
El caudal de los gases de combustión
El caudal de aire
Exceso de aire
La cantidad de aire teórica, llamada estequiométrica, y también poder
comburívoro, es la cantidad de aire necesaria para llevar a cabo la combustión
completa del combustible:
139
Expresado en m3 N/kg de combustible.
La cantidad de aire utilizada en la realidad es mayor que la teórica, debido a la
imposibilidad de hacer una mezcla total del combustible y comburente.
Se define el índice de exceso de aire (IEA), como la relación entre el volumen de
aire real y el volumen de aire estequiométrico. El exceso de aire (EA) se expresa
en forma de fracción como (1-IEA).
Combustión completa
Se analizará la combustión completa, dado que es aquella que tiene mayor
rendimiento y menor producción de contaminantes, elegida por lo tanto para
el proceso de combustión de la biomasa.
Cuando la combustión es completa, las reacciones globales que sufren los
elementos oxidables del combustible, así como el O2 y el N2 del aire generan los
volúmenes de gases de combustión que se detallan:
Vaireest = 0,089 · C + 0,2667 · H + 0,0333 · S – 0,0333 · O
IEA = Vaire
Vaireest · 100
EA = IEA – 1
140
Siendo el volumen total de gases de combustión la suma de todos ellos.
4.2.4. Pérdidas de energía de la combustión
De toda la energía que contiene el combustible, no se aprovecha la totalidad,
ya que existen una serie de pérdidas que se exponen a continuación:
Por los inquemados: se corresponde al sumatorio de la energía que se
marcha con cada uno de los inquemados, por lo que es necesario
conocer las fracciones másicas de inquemados y sus poderes caloríficos.
Por radiación y convección, desde las paredes exteriores calientes.
Por la energía que se marcha con los gases de combustión.
4.3. COMPARATIVA DE LAS TECNOLOGÍAS DE
COMBUSTIÓN DE LA BIOMASA
Las tecnologías existentes para la incineración de combustibles residuales,
normalmente de bajo poder calorífico como los combustibles biomásicos,
VCO2 = 1,87 · C
VH2O = 11,2 · H
VSO2 = 0,7 · S
VN2 = 0,79 · IEA · Vaireest
VO2 = 0,21 · ( IEA – 1 ) · Vaireest
VGC = VCO2 + VH2O + VSO2 + VN2 + VO2
141
tienen características específicas respecto a los sistemas convencionales de
combustión. En cualquier caso se puede afirmar que estas tecnologías no son
excluyentes de los combustibles convencionales, y derivan normalmente de los
métodos aplicables a carbones de bajo rango, o incluso adaptación de calderas
convencionales.
Las tecnologías para el quemado y la recuperación energética de combustibles
biomásicos se puede agrupar en dos grandes grupos, excluyendo la tecnología
de montón de combustible: tecnología de parrillas y tecnología de lecho
fluidizado.
4.3.1. Tecnología de montón o apilamiento de
combustible.
Es la tecnología en la que el combustible tiene el menor movimiento dentro
del reactor. Este es dispuesto en una pila o montón y desde ahí se llevan a cabo
las reacciones de combustión. Es el menos utilizado por sus bajos rendimientos,
pero presenta una gran flexibilidad en cuanto a los tipos de combustibles y sus
contenidos de humedad [96].
4.3.2. Tecnología de parrillas.
El principio de funcionamiento se basa en el avance del combustible mediante
el arrastre de unos elementos provistos de movimiento relativo entre sí. Estos
elementos sostienen el combustible, insuflándose entre los mismos el aire
necesario para la combustión. Según van avanzando los residuos, se va
142
completando la combustión de los mismos, de forma que a la salida el
contenido de inquemados es bajo.
El material de combustión en su avance por la parrilla, pasa por tres etapas
consecutivas de proceso.
1. En la primera de ellas se produce un secado, evaporándose el agua
contenida en el material.
2. La combustión principal tiene lugar en la segunda fase.
3. La última fase tan sólo sirve para completar la combustión en aquellas
fracciones de mayor temperatura de ignición.
Los gases desprendidos de la combustión se envuelven en una corriente de aire
al abandonar las parrillas.
Figura 30. Caldera de biomasa con parrilla móvil.
Las parrillas de las calderas de biomasa pueden ser fijas, móviles o sistemas
mixtos. En el caso de ser fijas, suelen estar dispuestas en forma inclinada y ser
143
vibratorias, a fin de facilitar la distribución del combustible y favorecer la
evacuación de cenizas al recipiente de recogida de cenizas o cenicero.
Los gases calientes de la combustión se hacen pasar a través de la sección de
convección de la caldera, generalmente situada en la parte superior de la
parrilla, donde ceden el calor al agua de circulación y se produce el vapor que
alimenta a la turbina o bien se utiliza en otra aplicación. En ocasiones se instala
un economizador que puede ser exterior o interior a la cámara de combustión
y donde se baja la temperatura de humos hasta unos 100°C.
La alimentación de aire primario se lleva a cabo mediante soplantes,
introduciéndose normalmente el aire a nivel de la cámara de combustión, por
debajo de la parrilla, si bien también a veces se introduce aire primario en la
zona de precombustión en el caso de algunas calderas alimentadas con balas
de combustible, por ejemplo.
Asimismo, es imprescindible la inclusión de aire secundario en el proceso a
efectos de producir una buena combustión de los volátiles desprendidos de la
biomasa. Como en el caso del aire primario el secundario se introduce con
soplantes, por orificios situados en la parte superior de la cámara de
combustión.
El sistema más extendido de alimentación para biomasa, son tornillos cuya
velocidad regula el flujo de combustible. Asimismo, otro sistema muy difundido
es el de las válvulas alveolares que son utilizadas para lograr un flujo más
homogéneo del combustible, evitando atascos a la entrada de la caldera, así
como el posible revoque de las llamas. Otro método de alimentación, utilizado
sobre todo en pequeñas plantas, es el de pistón hidráulico.
Cuando el biocombustible son partículas de pequeño tamaño, como en el caso
de los serrines o el combustible, el sistema más común de alimentación es por
transporte neumático combinado con un sistema de válvula alveolar que
144
descarga sobre un tornillo. Dada la alta reactividad de la biomasa, en estos
casos la combustión de las partículas es tan rápida que suele ocurrir estando las
mismas en suspensión, por lo que la superficie de parrilla necesaria es muy
pequeña.
La tecnología de parrillas es el procedimiento más utilizado en Europa y
América y permite alcanzar mayores capacidades horarias. Los principales tipos
de parrillas empleados son [1]:
Hogares de parrilla fija, indicados para biomasas como partículas
pequeñas y de baja humedad. Combustión de forma heterogénea, según
donde se encuentre el combustible.
Hogares de parrilla fija inclinada, adecuados para biomasa de
granulometrías y humedades muy variables que tienden a formar
grandes cantidades de cenizas. Los combustibles deslizan a lo largo de la
parrilla, por lo que la combustión es más homogénea.
Hogares de parrilla móvil, apropiadas para biomasas con altos
contenidos en materia inorgánica, lo cual genera gran cantidad de
cenizas. Movimiento de vaivén de las parrillas que permite la descarga
continúa de cenizas y el movimiento de la biomasa.
Hogares de parrilla vibratoria, que permite una descarga automática e
intermitente de las cenizas.
En todas estas tecnologías, conforme se añaden elementos de movimiento a
las parrillas, estas se hacen más caras en cuanto a inversión y mantenimiento,
eso sí, mejorando el rendimiento de la combustión. En la siguiente grafico se
expone la clasificación de tecnologías de parrillas que presenta Martínez [8],
dónde aparecen la parrilla inclinada móvil, que es una mezcla entre la inclinada
y móvil explicadas, y un sistema específico para balas de paja con parrillas
refrigeradas.
145
Figura 31. Principales tecnologías de parrillas de combustión [8]
146
4.3.3. Tecnología de lecho fluidizado.
La combustión en lecho fluidizado consiste en desarrollar la combustión en el
seno de una masa de suspensión de: partículas de combustible, cenizas y, a
veces, un inerte, los cuales son fluidizados por una corriente de aire de
combustión ascensional.
Solamente entre un 2 y 3 % del lecho es carbonoso; el resto está compuesto de
material inerte (arena). Este material inerte proporciona un gran almacén de
calor en el hogar, amortiguando el efecto de las posibles fluctuaciones en el
poder calorífico del combustible, debidas a las variaciones de humedad o
composición del combustible, en la generación de vapor.
Las emisiones de SO2 producidas por la combustión de biomasa y residuos son
generalmente muy bajas, pero cuando el contenido de azufre del combustible
es elevado, se puede añadir caliza al lecho fluido para lograr un alto grado de
retención de azufre en el mismo.
Cuando la velocidad del aire es baja, éste pasará a través de la masa de
partículas sin dar lugar a ninguna distorsión en las mismas. Si se aumenta la
velocidad del aire, llegará un momento en que la fuerza impulsora del aire sea
próxima a la fuerza de la gravedad que mantiene juntas a las partículas en el
fondo del cilindro, momento en el que comienzan éstas a moverse y se observa
un aumento de la porosidad en el lecho. Al aumentar aún más la velocidad del
aire, llega un momento en el que las partículas individuales se ven forzadas a
un movimiento hacia arriba, viéndose suspendida en la corriente de aire y
originando el denominado "lecho suspendido". Un aumento de la velocidad del
aire originará una expansión del lecho, y permitirá el movimiento de las
partículas en su interior, dando lugar a la fluidización.
147
El tipo de lecho fluido burbujeante o circulante seleccionado depende del
poder calorífico del combustible según se quema y del tamaño de la
instalación.
Existen dos tipos de combustores de lecho fluidizado, atendiendo al grado de
fluidización del lecho y, por tanto, a la velocidad de fluidización:
a) Burbujeante
Opera con bajas velocidades del aire de fluidización y se caracteriza por
permanecer en el lecho la mayor parte de los sólidos y solamente una parte,
normalmente inferior al 10%, pasan al ciclón. Este tipo de fluidización se
denomina "en fase densa", caracterizándose por la superficie libre del lecho
que permanece definida.
b) Circulante
Con velocidades muy elevadas del aire de fluidización se produce el arrastre
de gran cantidad de sólidos del lecho, pudiéndose reciclar una gran parte de
éstos mediante un ciclón o multiciclón, dando lugar al denominado "lecho
fluidizado circulante".
Desde el punto de vista de la presión de operación del combustor, pueden
hacerse dos divisiones: lechos fluidizados atmosféricos, que operan a la presión
atmosférica, y lechos fluidizados a presión (5-20 Kg/cm2). La combustión en
lecho fluidizado a presión aunque es más compleja de operar ofrece la
posibilidad de utilizar turbinas de gas en la generación de electricidad,
empleando ciclos combinados gas-vapor con un alto rendimiento global.
148
La combustión fluidizada a presión sólo es aconsejable para altas capacidades
de producción térmica (superiores a 200 MW), ya que conlleva en su diseño
una considerable reducción del tamaño del combustor.
En este caso, se dispone de una corriente de aire que impulsa arena y la
mantiene flotando en el horno formando un lecho. El combustible se introduce
en el interior de este lecho, donde se mantiene la suspensión. La temperatura
existente en el mismo, del orden de 850°C, provoca su combustión inmediata.
Se produce un reparto de aire uniforme, lo que impide una atmósfera
reductora, minimizando el rozamiento mecánico, así como la formación de
depósitos. Hoy en día existen diferentes tipos de lechos fluidizados, con
aplicación a combustibles convencionales.
Los lechos fluidizados se diferencian entre sí básicamente según la velocidad
del aire en los mismos. Según se incrementa la velocidad del aire los lechos
pasan de fijo a burbujeante, turbulento y circulante.
4.3.4. Comparación de tecnologías.
El uso de la tecnología de parrillas en el horno de combustión presenta las
siguientes ventajas:
• Tecnología ampliamente probada. Es la tecnología que tradicionalmente ha
venido usándose para la combustión de todo tipo de combustibles, existiendo
numerosas referencias en el mercado.
• Admite perfectamente una alta variación en la granulometría del
combustible.
Comparativamente con la de parrillas, el uso de la tecnología de lecho
fluidizado presenta las siguientes ventajas:
149
• Rendimientos más altos, ya que la corrosión es menor al añadirse una
aditivación en el lecho.
• Facilidad de operación: debido a la rapidez del proceso de combustión, la
inercia del horno es muy reducida, lo que permite paradas y arranques en
períodos de tiempo muy cortos.
• Facilidad de control: teóricamente se pueden ajustar con precisión los ratios
para admitir incluso diferentes combustibles.
• Facilidad de mantenimiento: las dimensiones del horno para igual capacidad
son menores que en caso de parrillas, no existiendo elementos móviles dentro
del mismo.
• Los inquemados del horno se pueden enfriar y separar de la arena por
procedimientos en seco, evitándose el efluente de apagado de escorias.
• Adición de combustibles con un mayor rango de PCI, así como la posibilidad
de realizar mezclas de los mismos.
• Mejor calidad de los gases de combustión, debido a la posibilidad de usar
aditivos correctores en el lecho.
• Admite perfectamente una alta variación en la humedad de combustible.
Además podemos recalcar que el uso de la tecnología de lecho fluidizado
presenta los siguientes inconvenientes:
• Tecnología de más reciente implantación. Las referencias existentes son
menores que la de parrillas.
• Menor capacidad horaria.
• Como consecuencia del manejo de arena de sílice, se produce mayor
cantidad de polvos en los humos, lo que implica la necesidad de eliminarlos
mediante filtros de mangas posteriores.
150
• En la mayoría de los casos se necesita una trituración homogénea de los
residuos de la combustión, ya que de otra forma se pueden producir atascos en
los sistemas de alimentación y problemas en los hornos.
• Mayor consumo de energía eléctrica, por la incidencia que representa la
soplante del lecho.
4.4. EQUIPOS/SISTEMAS PRINCIPALES DE UNA PLANTA
DE COMBUSTIÓN DIRECTA
Una Planta de Combustión de Biomasa tendría como equipos principales los
siguientes (descritos según línea de proceso):
1. Almacén de combustible
2. Sistema de transporte a caldera y desmenuzado del combustible
3. Caldera de producción de vapor, incluyendo:
a. Economizador: Intercambiador de calor gases/agua de entrada a
caldera
b. Precalentador: Intercambiador de calor gases/ aire primario de
entrada a caldera
c. Hogar: Donde se produce la vaporización
d. Calderín: Separación de vapor saturado de líquido saturado a la
presión de la caldera
e. Sobrecalentador: Vapor saturado del calderín que se caliente hasta
la temperatura de entrada a turbina a presión constante
4. Sistema de limpieza de gases
5. Turbina de vapor
6. Generador eléctrico
151
7. Desgasificador
8. Condensador
9. Bombas de condensados
10. Torre de refrigeración
11. Bomba de impulsión del circuito de refrigeración
12. Sistema de Control
13. Instalaciones auxiliares, siendo las más importantes:
14. Ventiladores de circulación de gases:
15. Ventiladores forzados de la línea de aire primario
16. Ventilador de tiro inducido del sistema de gases de escape
17. Sistema de tratamiento de aguas para reposición de agua de caldera y
agua de circuito de refrigeración
18. Centro de Transformación
19. Grupo electrógeno diésel
20. Sistema de báscula
4.4.1. Línea de proceso
En la Figura 32, se muestra la línea de proceso de la planta de Combustión de
generación eléctrica descrito.
En líneas generales, tal como se detallará más adelante, se trata de un Ciclo
Rankine de Vapor con Sobrecalentamiento y Regeneración, que modela el
comportamiento en régimen nominal de la planta.
152
Figura 32. Línea de proceso de planta de combustión directa.
4.4.1.1. Transporte, Almacenamiento y Conducción
a Caldera
El combustible del proceso se recoge en las ubicaciones, cultivos en los que se
encuentre, y después se efectúa el transporte hasta la Planta de Combustión de
Biomasa.
Posterior a su pesaje y medición de la humedad, se efectúa la descarga en el
almacén.
Desde este almacén por medio del tractor se transporta el combustible hacia la
máquina trituradora si esta fuera necesaria. A continuación se conduce el
combustible al almacén previo de alimentación de la caldera, por medio de una
cinta transportadora de descarga de la máquina.
A partir de este almacén previo a la caldera, se empuja el combustible por
medio de cilindros hidráulicos u otros medios hacia cintas que conducen el
Condenser
Boiler Turbine
Pump
12
34
Turbine5 6
7
HeaterFeedwater
Pump
1 2
3
45
6
8
9
7
T1 = 420 [ºC] T2 = 191,6 [ºC] T3 = 41,49 [ºC]
T4 = 41,49 [ºC]
T5 = 41,53 [ºC]
T6 = 133,5 [ºC]T7 = 134,3 [ºC]
T8 = 28 [ºC]
T9 = 38 [ºC]
P1 = 40 [bar] P3 = 0,08 [bar]
P4 = 0,08 [bar]
P6 = 3 [bar]p7 = 40 [bar]
P8 = 1 [bar]
P9 = 1 [bar]
P5 = 3 [bar]
alternador = 0,96
caldera = 0,86
condensador = 0,9
instalacionneto = 0,231
mcombustible = 0,6841 [kg/s]
mv apor = 2,742 [kg/s]
mv aporton = 9,871 [ton/h]
PCIcombustible = 12552 [kJ/kg]
caudalaguaaporte = 37,15 [m3/h]
caudalaguarefrigeracion = 411,9 [m3/h]
Potenciaelectricabruta = 2000 [kW]
Potenciaelectricaneta = 1983 [kW]
mcombustiblediario = 59,11 [ton/dia]
P2 = 3 [bar]
y = 0,1449
153
combustible hacia el silo dosificador de descarga de combustible sobre la
caldera, situado a una altura elevada para que con la caída en el hogar se
asegure la disgregación combustible. En conjunto los sistemas de
almacenamiento de combustible triturada tendrán una capacidad de
almacenaje de combustible suficiente para poder operar con la suficiente
autonomía.
4.4.1.2. Caldera
Para introducir el aire necesario para la combustión en la caldera, se emplean
ventiladores llamados de tiro forzado, con lo cual se suministra al aire la
presión necesaria para que pueda recorrer el circuito (conductos y
precalentadores de aire-gas).
El aire precalentado y el combustible triturado se introducen en la caldera o
generador de vapor, donde se produce la combustión.
La mezcla aire-combustible se inyecta en la zona de la caldera denominada
hogar, donde se encuentra el lazo de evaporación.
El agua abandona el hogar como vapor saturado, para lo cual la salida del hogar
es un separador mecánico llamado calderín, en el cual se retiene la fracción de
líquido saturado que aún queda y se envía de nuevo al hogar. El agua al entrar
en la caldera pasa en primer lugar por un intercambiador de calor tubular
agua/gases, donde se precalienta, llamado economizador.
El vapor saturado va al sobrecalentador, donde se aumenta su temperatura
hasta los valores demandados por la turbina de vapor.
154
A la salida de la caldera, los gases de combustión han disminuido mucho su
temperatura, pero ésta aún sigue siendo elevada. Parte de la energía que
todavía contienen se recupera en los precalentadores aire-gas.
El circuito que recorren los gases de escape desde combustión hasta sistema de
limpieza de gases es el siguiente:
1. Hogar
2. Sobrecalentador
3. Economizador
4. Precalentador de aire
Tras estos se encuentra el sistema de limpieza de gases, que puede disponer de
separador de ceniza o precipitador electrostático, planta de desulfuración y
reducción de NOx.
Al final de todos estos equipos de limpieza de gases se encuentra el ventilador
de tiro inducido, que suministra a los gases de escape el incremento de presión
necesaria para que salgan por la chimenea.
Este sistema de circulación de los gases de entrada por tiro forzado y de los
gases de salida por tiro inducido se llama tiro equilibrado. Con este sistema es
más sencillo controlar la presión en el hogar.
El objetivo del generador de vapor es transmitir la energía al vapor para que
ésta se intercambie en la turbina produciendo energía mecánica.
155
Figura 33. Fotografía de Planta de Combustión de Biomasa
4.4.1.3. Turbina de vapor
En plantas de pequeña potencia (del orden de los 2 a los 10 MW), se
puede instalar una turbina de vapor de condensación de dos etapas. Hay que
matizar que en plantas de mayor potencia, se instalan 3 etapas de turbinado:
alta presión, media y baja, para adecuar el diseño de la máquina las
características del flujo de vapor en cada etapa.
A la turbina de vapor llega el vapor del sobrecalentador, y se expande
produciendo trabajo.
A una presión intermedia se hace una extracción de la turbina hacia el
desgasificador. Con ello el ciclo mejora el rendimiento y conseguimos eliminar
los incondensables del proceso, que serán llevados al condensador para su
expulsión al exterior.
156
Desde la presión intermedia hasta la presión de baja, el resto de vapor se
expande en la segunda etapa de la turbina, hasta su llegada al condensador.
Figura 34. Turbina de vapor de dos etapas.
4.4.1.4. Condensador y Bombeo a Caldera
El vapor sale de la turbina de vapor hacia el condensador, donde el vapor
cambia de fase y es bombeado de nuevo a la caldera.
Figura 35. Interior de condensador tubular
157
El condensador se apoya para la refrigeración del agua de una torre de
refrigeración de tiro inducido y a contracorriente, donde se produce un
intercambio de calor aire-agua. También pueden utilizarse otros sistemas de
refrigeración como aerocondensadores.
Para que se produzca el cambio de fase en el condensador es necesario
disponer de un foco frío, y un sistema de refrigeración por medio del cual se
realice el intercambio de calor. Se puede tratar con un circuito de refrigeración
abierto (agua de mar, pantano, presa…) o circuito cerrado con torre de
refrigeración [145].
4.4.1.5. Alternador
El alternador es accionado por el eje de la turbina de vapor, produciendo al
girar la energía eléctrica deseada. Una parte de la energía eléctrica producida
se consume en la propia planta, para alimentar los accionamientos que
intervienen en el proceso (ventiladores, trituradoras, bombas, etc…).
El rendimiento típico del alternador puede ser de un 95-96%.
En general, el autoconsumo de la planta puede variar entre un 6-8% sobre la
potencia eléctrica bruta. El resto de energía eléctrica se conduce al Centro de
Transformación, donde se eleva la tensión a la tensión de transporte de la red
eléctrica.
158
Figura 36. Alternador síncrono 1500 rpm
4.4.2. Rendimientos de la instalación
Para el cálculo de los rendimientos, se tienen en cuenta los siguientes
términos:
Flujo de energía del Combustible: Pcomb
Calor del ciclo: Qciclo
Trabajo en turbina: Wturb
Potencia eléctrica bruta: Peb
Potencia eléctrica neta: Pen
Potencia consumida en la propia planta: Paux
La potencia eléctrica bruta producida en una central, Peb puede calcularse
como:
Peb = alternador · ciclo · caldera · Pcombustion
159
4.4.3. Ciclo de Potencia
En esta sección se describe más detalladamente la operación de la turbina de
vapor, las bombas de condensados y los precalentadores.
En la caldera se realiza el aporte de calor al fluido de trabajo. En principio, el
funcionamiento de la caldera no influye mucho en el ciclo de potencia: la
caldera suministra al ciclo un determinado caudal de vapor, a una presión y
temperatura determinadas.
Como la energía eléctrica no se almacena, la central debe producir una
potencia eléctrica neta prefijada por el sistema de asignación de la generación.
Este valor es la consigna del sistema de control que determina el caudal de
vapor principal necesario en cada caso.
Como ciclo de vapor se utilizará un Ciclo Rankine con Sobrecalentamiento y
Regenerativo. Se descarta la opción de Recalentamiento en la caldera, dada la
escasa potencia de la turbina de vapor.
4.4.3.1. Descripción del Proceso
El agua de alimentación llega al economizador (intercambio de calor de los
gases de escape con el agua que viene impulsada del desgasificador) como
líquido subenfriado a la presión de trabajo de la caldera (impulsado por la
bomba).
En el hogar o circuito de evaporación se produce el aporte de calor necesario
para el cambio de fase. La combustión y los gases de la combustión proceden a
ceder su energía en el siguiente orden: hogar, sobrecalentador, economizador,
precalentamiento del aire comburente. También puede tener otros usos como
160
precalentamiento de combustibles, secado de combustibles, transporte
neumático, atomización de combustibles líquidos en quemadores… que en este
proyecto no son aplicados.
La mezcla líquido-vapor saturado fluye del hogar al calderín. Del calderín el
vapor saturado se dirige a los sobrecalentadores, donde se alcanza la
temperatura especificada en la entrada de la turbina de vapor (el líquido
saturado se devuelve al hogar).
El vapor se expande en la turbina hasta que entra en el condensador. En el
condensador, que es un intercambiador de calor recuperativo, el vapor cambia
de fase, cediendo el calor latente al agua de refrigeración. El agua del ciclo sale
del condensador como líquido saturado (o ligeramente subenfriado) a baja
presión. Tras el cambio de fase, el agua cae a la parte inferior del condensador
llamada comúnmente “pozo caliente”.
La bomba de condensado de baja presión, impulsa el agua hasta el
desgasificador, donde se mezcla con la extracción de la turbina, precalentando
el flujo de alimentación de la caldera y mejorando con ello el rendimiento.
Desde el desgasificador, la bomba de alta presión, impulsa el fluido hasta el
economizador de la caldera cerrando con ello el ciclo.
Es muy importante tener en cuenta el título de vapor que sale de la turbina en
el diseño de este tipo de plantas. Valores de 0,88-0,90 son habituales [145].
4.4.3.2. Características de turbinas de vapor para
ciclos de potencia
En cuanto a alternativas de funcionamiento de las turbinas de vapor, existen
dos opciones de presión: presión fija y presión deslizante. En presión fija, la
161
bomba proporciona siempre la misma presión y son las válvulas de la turbina
las que regulan la presión y en presión deslizante, las válvulas de entrada a la
turbina están siempre totalmente abiertas y la presión se regula con la bomba.
Hay que tener en cuenta las pérdidas tanto de presión en las conducciones del
vapor como en las irreversibilidades producidas en la turbina de vapor.
Tanto la entrada como la salida de la turbina se llevan a cabo de modo radial,
de modo que hay que contemplar lo suficiente antes y después en tramo recto
para que el flujo de vapor sea desarrollado. La conexión de la turbina de vapor
y el condensador se suele hacer con tubería rectangular instalando el
condensador debajo de la turbina.
4.4.3.3. Extracción a desgasificador
El desgasificador es el intercambiador final de la zona de baja presión. La salida
del desgasificador es la entrada de la bomba de alimentación de la caldera. El
desgasificador tiene una doble función: además de precalentar, extrae el aire
que pueda haber disuelto en el agua debido a infiltraciones accidentales en la
parte del ciclo que funciona a presiones inferiores a la atmosférica. El motivo
de eliminar el aire es evitar que el oxígeno reaccione con el metal de los tubos
de la caldera, ya que esto implica una pérdida de material en las paredes de los
conductos y peligro de rotura de los mismos. El principio de funcionamiento del
desgasificador se basa en poner en contacto el agua del ciclo que contiene aire
disuelto con vapor tomado de la turbina (sin incondensables), para que los
gases disueltos en el agua pasen a fase vapor, al tender a igualarse las
presiones parciales en ambos medios. Los incondensables junto con una
pequeña cantidad de vapor se extraen del desgasificador y se mandan al
162
condensador. El intercambiador de mezcla que constituye el desgasificador
tiene válvulas de venteo en su parte superior.
La parte inferior es un tanque donde el agua permanece almacenada el tiempo
suficiente para que sea posible para que el aire ascienda hasta la parte superior
del mismo. El tanque sirve además como depósito de reserva para atender a
los cambios de carga del ciclo, pues la bomba de agua de alimentación no
puede responder instantáneamente a estas variaciones de la demanda.
La temperatura del agua de alimentación a la salida del desgasificador es
prácticamente la de saturación a la presión del equipo. Como esta agua va
directamente a la bomba de alimentación, el desgasificador se sitúa en una
cota elevada varios metros por encima de la bomba de alimentación. De este
modo, la columna de agua desde la salida del desgasificador proporciona la
sobrepresión necesaria para evitar que parte del agua pase a vapor saturado y
pueda producir cavitación en la misma.
4.4.3.4. Ventiladores del circuito aire -gases
Se utilizan para la transmitir al aire comburente o los gases de combustión la
energía necesaria para recorrer los circuitos.
Los principales ventiladores utilizados son:
Ventiladores de tiro forzado: impulsan el aire comburente para la
combustión. Mantienen el exceso de aire en la caldera (medida en %O2
en gases de escape). Se aportará aire primario, bajo la parrilla para el
secado del combustible, y aire secundario en el nivel de la combustión
para reavivar la misma.
163
Ventiladores de tiro inducido: extracción de los gases de la caldera.
Controlan la presión del hogar.
Se suelen utilizar ventiladores de velocidad variable.
4.4.3.5. Ciclo de refrigeración
La misión del ciclo de refrigeración es condensar caudal de vapor húmedo que
abandona la turbina de vapor. El proceso de condensación se produce en un
intercambiador recuperativo, donde el vapor condensante es el fluido caliente.
La elección del fluido frío y el diseño del ciclo de refrigeración dependen
básicamente de la ubicación geográfica de la planta.
Existen 2 alternativas para la elección del fluido frío: agua o aire. Desde el
punto de vista de rendimiento de la planta, es preferible utilizar agua ya que los
coeficientes de convección para agua son mayores que para gases, y por tanto
es posible obtener temperaturas (y por tanto presiones) más bajas a la salida
de la turbina.
A su vez los ciclos de refrigeración se clasifican en 2 grandes grupos: ciclos
abiertos y cerrados. En los ciclos abiertos existe un suministro externo de agua
fría (mar, río, pantano…). En los ciclos cerrados, cuando el agua de refrigeración
sale del condensador se envía a una torre de refrigeración donde baja la
temperatura y vuelve de nuevo al condensador.
Los sistemas de refrigeración cerrados necesitan de un aporte de agua a la
torre que puede rondar el 2-3% del caudal de refrigeración. Cuando hay
problemas para hacer este suministro continuo de agua se plantean ciclos de
refrigeración por aire o aerocondensadores. Se instalan cuando no queda más
remedio.
164
Hay que matizar que también se distingue entre torres de refrigeración con
circuito de agua abierto, cuando el agua que circula por el mismo entra
directamente en contacto con el aire en la torre, con circuito de refrigeración
cerrado, cuando el agua que va al condensador no entra directamente en
contacto con el ambiente, utilizando para ello un intercambiador intermedio.
4.4.3.6. Criterios de diseño del condensador
Un condensador típico es el intercambiador de carcasa y tubos horizontales,
circulando el agua de refrigeración por el interior de los tubos y el vapor
condensante por el exterior. En los sistemas por aire, el diseño es totalmente
distinto y el vapor condensante va por dentro de los tubos y el aire por fuera.
En el condensador de tubos horizontales, el condensado cae al fondo o pozo
caliente, desde donde es bombeado por la bomba de baja presión, también
llamada bomba de extracción del condensado. El pozo caliente, al igual que el
tanque desgasificador, actúa como depósito de almacenamiento para atender
a variaciones de carga. Su capacidad se calcula para que pueda almacenar los
condensados durante unos minutos.
El calor disipado en el condensador, Pcond, se transfiere al agua de
refrigeración según:
165
La temperatura del vapor en el condensador es la temperatura de saturación
del agua a la presión en la carcasa, por lo que puede considerarse
aproximadamente constante.
Algunos criterios de diseño del condensador [145]:
El caudal de agua debe ser suficientemente grande para que el salto
térmico sea pequeño, ya que la temperatura mínima a la salida de la
turbina viene determinada por la temperatura del agua de refrigeración
a la salida del condensador. Valor razonable de salto térmico del agua de
refrigeración sería de unos 10 ºC.
La velocidad del agua de refrigeración en los tubos debe de ser lo
suficientemente elevada para que las turbulencias mejoren el
rendimiento de la transferencia por convección. Velocidad típica de 1.5-
2 m/s y diámetros internos de 2 cm (da lugar a gran cantidad de tubos).
Paso de tubo: se suelen utilizar distancias del orden de 7-10 m de tubo.
Pcond = U · A · T lm
Temperatura logaritmica media
T lm = Tcond – Teaf – ( Tcond – Tsaf )
lnTcond – TeafTcond – Tsaf
donde
T cond: Temperatura del condensadorTeaf: Temperatura de entrada del agua de refrigeraciónT saf: Temperatura de salida del agua de refrigeración
166
4.4.3.7. Sistemas de extracción de incondensables
En los análisis simplificados de los ciclos de potencia es habitual suponer que la
presión en el condensador, es igual a la presión de vapor de agua a la
temperatura a la salida de la turbina de baja, suponiendo por tanto que el
único gas presente en el condensador es el vapor de agua.
Sin embargo en la realidad esto no es totalmente cierto, y en el interior del
condensador hay una mezcla de vapor de agua con otros gases. Estos gases son
principalmente infiltraciones de aire incorporadas al flujo de agua-vapor en las
zonas del ciclo con presión por debajo de la atmosférica, y en menor cuantía,
O2 e H2 causados por la descomposición térmica del agua o provenientes de las
reacciones químicas entre el agua y los materiales de construcción.
Estos gases, llamados en su conjunto incondensables, ya que no cambian de
fase en las condiciones de presión y temperatura del condensador, deben ser
extraídos del equipo por otros medios para evitar su acumulación.
La presencia de incondensables para la planta es perjudicial por los siguientes
motivos:
Aumento de la resistencia térmica de convección exterior en el
condensador, por lo que el vapor a la salida de la turbina aumenta
presión y temperatura, disminuyendo el rendimiento de todo el ciclo.
La presencia de algunos de estos gases puede causar reacciones químicas
indeseadas. Por ejemplo, el O2 produce corrosión, que puede dar lugar a
rotura de tubos.
Por lo tanto es necesario disponer en el condensador de algún sistema para la
eliminación de incondensados. Los incondensados del desgasificador junto con
una parte de vapor se envían al condensador, para que estos sean eliminados.
Eliminarlos en el desgasificador tendría un coste de vapor elevado.
167
Para extraer los incondensados, se dejan entre los tubos unos canales de
extracción conectados a un equipo de vacío que crea en ellos una ligera
depresión. Conforme el vapor cambia de fase, el condensado cae por gravedad
al pozo caliente. Los incondensables, junto con una pequeña cantidad de vapor
son arrastrados al exterior del condensador.
La salida de incondensables se sitúa en el lado frío del condensador (entrada de
agua de refrigeración), para enfriarlos antes de salir del condensador y así
reducir su volumen. Es frecuente que una pequeña cantidad de tubos (6-8% del
total) se dedique únicamente a esta misión constituyendo la zona denominada
“zona de enfriamiento de incondensables”, que suele estar protegida con unas
pantallas para que no se mezcle con la corriente principal de vapor[145].
Lo habitual es que el condensador se organice por bancos de tubos, teniendo
cada uno su sistema de extracción de incondensados.
Para crear la depresión que posibilite la extracción de incondensables es
habitual utilizar sistemas de eyectores de vapor con condensadores
intermedios, para recuperar el vapor y enviarlo de nuevo al pozo caliente.
También pueden utilizarse bombas de vacío, aunque se prefieren los eyectores
por su simplicidad, robustez y economía de mantenimiento ya que carecen de
partes móviles. Normalmente los eyectores son sistemas multietapa o 2 ó 3
eyectores instalados en serie. El vapor utilizado suele ser vapor principal de
alguna extracción.
Un eyector de vapor es un tubo Venturi que utiliza vapor como fluido de
trabajo para crear una depresión, captando los incondensables y parte de
vapor hasta su expulsión en el venteo.
Los condensados que se van generando en cada etapa se devuelven al pozo
caliente del condensador.
168
4.5. PRINCIPALES PROBLEMAS DERIVADOS DE LA
COMBUSTIÓN DIRECTA
La combustión directa se lleva a cabo en calderas o quemadores, que varían su
diseño en función del combustible biomásico a utilizar. Se puede considerar
que en los aspectos fundamentales, la combustión de carbón y biomasa es
bastante similar.
Pero los sistemas de quema directa de la biomasa presentan algunos
problemas [143]:
Fouling y corrosión en la cámara de combustión, causados por la
naturaleza alcalina de las cenizas de la biomasa. El fouling y la corrosión
en las superficies del combustor, se producen por la fusión a altas
temperaturas de los productos de la combustión. El slagging y el fouling
reducen las superficies de transferencia de calor del combustor y causan
problemas de erosión y corrosión, los cuales disminuyen la vida útil de
los equipos.
El tamaño de partícula de combustible tiene que ser analizado para cada
tipo de biomasa, además en función de la tecnología de combustión a
emplear.
La pulverización de la biomasa en la combustión también tiene que ser
estudiada para alcanzar altos ratios de mezcla y un buen rendimiento del
proceso.
Los metales en las cenizas, en combinación con otros elementos del
combustible como silicatos y sulfuros, y en presencia de cloruros, son
responsables de muchas reacciones indeseables en las calderas.
Elementos como Si, K, Na, S, Cl, P, Ca, Mg, Fe están implicados en los
169
problemas de fouling y slagging. El cloro afecta principalmente a la
corrosión.
Los depósitos de cenizas reducen la transferencia de calor y pueden
derivar en corrosiones severas a altas temperaturas.
4.6. ANÁLISIS CASO REAL: ESTUDIO CORROSIÓN
CALDERA DE BIOMASA DE SANGÜESA
Durante la realización de esta Tesis Doctoral surgió la oportunidad de colaborar
con D. Carlos Berlanga en este estudio sobre la corrosión y formación de
depósitos en los sobrecalentadores de la Central de Biomasa de Sangüesa.
Este estudio avala de primera mano las principales problemáticas citadas
anteriormente sobre la combustión de biomasa.
4.6.1. INTRODUCCIÓN
La biomasa incluye una variedad grande de combustibles diferentes con
composición química diferente y características de combustión. La paja de trigo
contiene cantidades grandes de potasio y cloro, los cuales son muy indeseables
debido a su poder de corrosión alto, así que la combustión de paja está
asociada con algunos problemas de corrosión que no son encontrados en
plantas de combustión de carbón. La paja de trigo quemada estudiada en este
apartado contiene típicamente 1.0 wt %K, 0.4 wt % Cl, y 0.15 wt %S. Su
contenido de azufre influye en el mecanismo de corrosión (wt %: porcentaje
en peso).
170
Durante combustión, cloruro de potasio y SO2 (g) es liberado en los gases de
escape y a través de procesos de condensación y deposición resultan en la
formación de un depósito sobre los tubos del sobrecalentador rico en cloruro
de potasio y sulfato de potasio.
En las centrales eléctricas actuales, se ha probado que era difícil relacionar los
parámetros específicos de sobrecalentadores con la corrosión, ya que estos al
igual que la temperatura, la composición de depósito de la ceniza y la
composición de gas, fluctuaban continuamente.
Hay muchos estudios de laboratorio y campo [104, 136, 138, 140, 146-157]
que investigan la mecánica de corrosión debido a que se quema paja, y han
sido sugeridos algunos modelos de corrosión basados en la cloración. También,
el uso de aditivos químicos ha sido propuesto para minimizar este problema
[105, 137, 158-160] en combinación con modelos matemáticos usados para
simular la deposición basado en Dinámica de Fluidos Computacionales [161].
Para entender el mecanismo de corrosión de los tubos de sobrecalentadores es
necesario saber las reacciones químicas que ocurren en la caldera. Una forma
de conseguirlo es a través de una herramienta válida como son los cálculos
termodinámicos [162-164].
El objetivo de este apartado es la realización de los cálculos termodinámicos
que empiezan con las reacciones que tienen lugar entre los metales de los
tubos de los sobrecalentadores con la atmósfera de combustión y los depósitos
que están formados en los tubos.
Como ya se ha dicho también se han llevado a cabo pruebas de campo. La
Central de Generación Eléctrica de Biomasa de Sangüesa, pertenece a ACCIONA
ENERGÍA y está localizada en Navarra (España). Tiene una caldera de 25 MWth.
Las condiciones más corrosivas en la planta ocurren en el tercer
sobrecalentador que está en el tercer paso y tiene una temperatura de vapor
171
saliente de 540 ºC. La temperatura del metal está calculada y es 570 ºC. La
temperatura de gas en este punto era 850-900 ºC. El combustible utilizado en
la central eléctrica era paja únicamente; el combustible paja estudiado causa
corrosión de alta temperatura cuando es quemado solo (con temperatura de
vapor más alta que 420 °C. Las cenizas de paja quemada son ricas en los
elementos volátiles K, Cl y S [149].
Para completar los cálculos termodinámicos, los depósitos formados en los
tubos del sobrecalentador así como los óxidos formados en los tubos han sido
caracterizados. El objetivo final de este trabajo es contribuir al conocimiento
de la corrosión que los tubos de sobrecalentadores padecen en las plantas de
biomasa y de este modo, contribuir al desarrollo de la biomasa como
combustible industrial para obtener energía.
4.6.2. PROCEDIMIENTOS EXPERIMENTALES
4.6.2.1. Cálculos termodinámicos
Se ha empleado el programa "HSC Chemistry para Windows" [165] ha sido
empleado para calcular las composiciones de equilibrio en varios conjuntos de
los sistemas relacionados con reacciones de corrosión calientes.
Para calcular una composición de equilibrio del programa HSC redistribuye los
elementos de entrada entre las diversas especies tales que la energía total de
Gibbs del sistema se reduzca al mínimo, con sujeción a las limitaciones de que
todas las especies que interactúan se encontraban en equilibrio entre sí y que
la masa de los elementos se conserva. Termodinámicamente, esto corresponde
a un cálculo de sistema cerrado.
172
Es importante tener en cuenta las limitaciones de estos cálculos obtenidos con
este programa. Como una simplificación, los coeficientes de actividad se
tomaron como 1,0. Por otra parte, no hay ninguna presunción sobre si la fase
de sal es líquida o sólida. Obviamente, la cuestión de si existe una fase de sal
líquida a la temperatura dada es importante para la cinética de la corrosión,
pero no para el cálculo de una composición de equilibrio.
También la solubilidad en estado sólido no se ha considerado. Por ejemplo, la
colocación de Fe y Cr en la fase de "metal" es computacionalmente equivalente
a suponer que son solubles y existen como una fase única.
El primer paso en el cálculo de equilibrio es la definición del sistema. Para ello,
los cálculos se han llevado a cabo en una escala pequeña pero los resultados se
consideran válidos para escalas más grandes. La composición química de la
aleación AISI 347 CG se ha utilizado para introducir los valores de los elementos
metálicos, según la siguiente tabla:
Fe Cr Ni Mn Mo Nb
AISI 347 CG 5,2.10-4 1,3.10-4 7,5.10-5 5,2.10-4 - -
Tabla 16 kmol de elementos metál icos introducidos en los cálculos
termodinámicos.
La composición de los gases se ha basado en la composición representativa de
la atmósfera de combustión de biomasa, según la siguiente tabla:
N2(g) CO2(g) O2(g) HCl(g) H2O(g) SO2(g) Cl2(g)
%(Peso) 74,0 10,7 5,4 0,036-4,7 9,8 0,005 0,036-4,7
K moles 3,3 10-6 4,8 10-7 2,4 10-7 1,6 10-9-2,1.10-7 4,4 10-7 2,4.10-10 1,6 10-9-
2,1.10-7
Tabla 17 kmol de especies gaseosas introducidas en los cálculos
termodinámicos.
173
La sal seleccionada ha sido KCl(s), ya que es la que se encuentra en mayor
cantidad, más cercana a la superficie del tubo. La cantidad de sal introducida en
el cálculo ha sido la siguiente: KCl(s): 1g/74,5g = 1,34x10-5 kmol. Las especies
obtenidas en los cálculos se agruparon en fases: de gas, de metal, de óxido(s) y
sales.
En los cálculos, el efecto de la variación de la temperatura y de la cantidad de
HCl(g) y Cl2(g) de los diferentes compuestos químicos ha sido demostrado.
Estos factores son considerados los más influyentes en relación con el
mecanismo de corrosión.
La primera variable es la temperatura; de esta manera se observan los
compuestos estables en el rango de temperaturas entre 300 º C y 900 º C (con
incrementos de 86 º C) analizando especialmente la temperatura de 557 º C. La
segunda y tercera variables son el incremento de HCl(g) y Cl2(g) (manteniendo
constante la temperatura de 600 º C) que se relacionan, ya que ambos suponen
un aporte de cloro, la cantidad de HCl(g) y Cl2(g ) se ha incrementado en 8
pasos de la misma magnitud (3.1x10-8 kmol) hasta llegar a un porcentaje en la
mezcla gaseosa de 4,7%; de esta manera, el efecto de las posibles variaciones
de la composición de la biomasa y en consecuencia de los gases de combustión
ha sido demostrado.
4.6.2.2. Caracterización de depósitos
Los depósitos formados en el sobrecalentador fueron estudiados sobre como la
composición puede proporcionar información interesante sobre el mecanismo
de corrosión. Los depósitos se obtuvieron de los sobrecalentadores de la
caldera durante una parada de la planta.
174
Se llevó a cabo el análisis de su composición química por microscopía
electrónica de barrido combinada con los análisis de rayos X de energía
dispersa (SEM-EDX) y análisis químicos (ICP-AES). El punto de fusión de la capa
interna se determinó mediante calorimetría diferencial de barrido (DSC).
4.6.2.3. Caracterización de óxidos
La estructura de los óxidos formada en los tubos del sobrecalentador fue
determinado por medio difracción de rayos X.
4.6.2.4. Medida de temperatura
Debido a la influencia de la temperatura en el mecanismo de corrosión un
programa de medición de temperaturas fue realizado. Se utilizaron termopares
tipo K de NiCr-Cr fueron utilizados y fueron protegidos con polvo de SiC, para
mejorar su dureza superficial.
4.6.3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN
4.6.3.1. Cálculos termodinámicos
a) Influencia de la temperatura (300 ºC-900º C)
Los resultados de los cálculos termodinámicos de la especie sólida y gaseosa
aparecen en la siguiente tabla versus la influencia de la temperatura:
175
Temperatura(ºC) 300 386 471 557 643 729 814 900
Gases
N2(g) 3.3E-06 3.3E-06 3.3E-06 3.3E-06 3.3E-06 3.3E-06 3.3E-06 3.3E-06
CO2(g) 4.8E-07 4.8E-07 4.8E-07 4.8E-07 4.8E-07 4.8E-07 4.8E-07 4.8E-07
O2(g) 1.0E-36 1.0E-36 1.0E-36 1.0E-36 1.0E-36 2.2E-35 2.6E-32 1.1E-29
HCl(g) 3.1E-09 4.3E-09 4.9E-09 7.0E-09 1.4E-08 2.9E-08 5.4E-08 8.7E-08
SO2(g) 1.2E-31 1.3E-31 1.3E-31 1.3E-31 1.3E-31 1.3E-31 1.3E-31 1.3E-31
Cl2(g) 1.0E-36 8.6E-35 8.7E-32 3.5E-29 9.9E-27 1.5E-24 1.1E-22 3.6E-21
CrCl2(g) 4.2E-25 1.2E-22 7.3E-21 3.1E-19 1.4E-17 4.6E-16 8.8E-15 9.9E-14
CrCl3(g) 3.6E-26 5.0E-24 1.5E-22 4.5E-21 2.4E-19 1.1E-17 2.6E-16 3.5E-15
CrO2Cl(g) 1.0E-36 1.0E-36 1.0E-36 9.1E-36 3.7E-32 4.3E-29 1.6E-26 2.4E-24
CrO2Cl2(g) 1.0E-36 1.0E-36 1.0E-36 1.0E-36 1.0E-36 6.5E-34 4.0E-31 8.7E-29
CrO3(g) 1.0E-36 1.0E-36 1.0E-36 1.0E-36 1.0E-36 1.0E-36 4.8E-34 2.9E-31
FeCl2(g) 2.0E-23 4.4E-21 2.0E-19 7.0E-18 2.7E-16 7.6E-15 1.2E-13 1.2E-12
FeCl3(g) 1.9E-33 2.4E-30 3.9E-28 4.6E-26 7.0E-24 7.5E-22 3.8E-20 9.2E-19
NiCl2(g) 5.9E-31 8.7E-28 1.8E-25 2.0E-23 2.0E-21 1.3E-19 4.3E-18 7.9E-17
NiCl3(g) 1.0E-36 1.0E-36 1.0E-36 1.8E-35 1.6E-32 7.7E-30 1.4E-27 1.0E-25
H2O(g) 4.4E-07 4.4E-07 4.4E-07 4.4E-07 4.3E-07 4.3E-07 4.1E-07 4.0E-07
Metal
Fe 5.2E-04 5.2E-04 5.2E-04 5.2E-04 5.2E-04 5.2E-04 5.2E-04 5.2E-04
Cr 1.3E-04 1.3E-04 1.3E-04 1.3E-04 1.3E-04 1.3E-04 1.3E-04 1.3E-04
Ni 7.5E-05 7.5E-05 7.5E-05 7.5E-05 7.5E-05 7.5E-05 7.5E-05 7.5E-05
Sales
KCl 1.3E-05 1.3E-05 1.3E-05 1.3E-05 1.3E-05 1.3E-05 1.3E-05 1.3E-05
CrCl2 8.6E-10 2.4E-10 6.8E-11 4.3E-11 6.8E-11 1.4E-10 2.7E-10 5.9E-10
CrCl3 1.1E-15 2.9E-16 7.0E-17 4.9E-17 1.2E-16 4.6E-16 1.4E-15 5.0E-15
FeCl2 3.7E-12 4.5E-14 3.9E-14 6.0E-14 1.9E-13 9.0E-13 4.0E-12 1.4E-11
NiCl2 1.2E-12 3.8E-12 6.7E-12 1.81E.-11 9.00E.-11 4.86E.-10 2.0E-09 6.4E-09
NiS 2,4E-10 2,4E-10 2,4E-10 2,4E-10 2,4E-10 2,4E-10 2,4E-10 2,4E-10
FeCl3 9.5E-30 8.4E-28 2.0E-26 5.5E-25 2.8E-23 1.2E-21 3.1E-20 4.2E-19
Oxidos
FeOCl 2.0E-22 1.1E-20 2.0E-19 2.6E-18 3.2E-17 3.0E-16 2.0E-15 9.7E-15
Cr2FeO4 3.6E-11 1.4E-10 4.1E-10 9.3E-10 1.8E-09 2.8E-09 3.9E-09 4.8E-09
Cr2O3 1.6E-07 1.6E-07 1.6E-07 1.6E-07 1.5E-07 1.4E-07 1.3E-07 1.1E-07
FeO 2.9E-16 6.0E-15 6.3E-14 4.0E-13 1.8E-12 5.7E-12 1.5E-11 3.0E-11
Fe2O3 8.0E-35 4.1E-31 2.9E-28 5.5E-26 3.8E-24 1.3E-22 2.2E-21 2.4E-20
Fe3O4 1.0E-36 3.4E-36 1.5E-32 1.3E-29 3.2E-27 3.0E-25 1.2E-23 2.8E-22
KCrO2 3.1E-15 1.4E-13 3.1E-12 2.8E-11 1.1E-10 2.8E-10 5.1E-10 7.5E-10
KFeO2 3.5E-32 3.0E-28 3.6E-25 7.8E-23 4.1E-21 8.6E-20 9.4E-19 6.3E-18
NiO 8.3E-21 3.7E-19 6.7E-18 6.7E-17 4.3E-16 1.9E-15 6.5E-15 1.7E-14
Tabla 18 Resultados de los cálculos termodinámicos de la especie
sól ida y gaseosa en función de temperatura para el acero inoxidable
AISI 347 CG.
176
Especie gaseosa
Tres de la especies gaseosa introducidas en los cálculos (N2(g), CO2(g), y H2O(g))
son estables en el intervalo de temperaturas, mientras O2(g) y SO2(g) son
consumidos en diferentes reacciones con el resto de elementos para formar
compuestos diferentes.
La formación de cloruros metálicos aumenta con la temperatura. FeCl2(g) y
CrCl2(g) presenta cantidades de 7.0x10-18 kmol y 3.1x10-19 kmol
respectivamente a 557 ºC mientras la formación de NiCl2(g) es muy baja
(7.9x10-19 kmol).
Finalmente, debe remarcarse que mientras los residuos de Cl2(g) reaccionan
completamente en las diferentes reacciones, la cantidad de HCl(g) aumenta
con la temperatura creciente.
Especie de sólidos
Los cloruros metálicos se forman en pequeñas cantidades; a 557 ºC, CrCl2(s)
presenta 4.3x10-11 kmol, FeCl2(s) 6.0x10-14 kmol y se forma sólo una cantidad
insignificante de NiCl2(s) .
Entre los óxidos metálicos, Cr2O3(s) es el más estable con una gran diferencia
con respecto a la prueba. A 557 º C, se forman 1.6x10-7 kmol y se mantienen
constantes en todo el rango de temperaturas. El FeO(s) es el óxido de hierro
más estable que presenta 4.0x10-13 kmol a 557 º C, y su formación se ve
favorecida con la temperatura (3.0x10-11 kmol a 900 º C). NiO(s) se forma en
una cantidad muy pequeña de 6.7x10-17 kmol. Por último, Cr2FeO4(s) es un
óxido que se forma en una gran cantidad de 9.3x10-10 kmol.
La cantidad de elementos metálicos se mantiene constante en toda la gama de
temperaturas. Cabe destacar la preferencia del Níquel para formar NiS(s), ya
que se forman 8.2x10-10 kmol. La cantidad de KCl(s) permanece constante en
toda la gama de temperaturas.
177
b) Influencia de la cantidad de HCl(g) (5.0x10-9-1.8x10-7 kmol). (T=600 ºC).
Los resultados de los cálculos termodinámicos de la especie sólida y gaseosa
aparecen en la siguiente tabla versus la influencia de la cantidad de HCl(g) :
HCl(g)(K moles)
4.9E-09 3.4E-08 6.1E-08 8.7E-08 1.1E-07 1.4E-07 1.6E-07 1.8E-07
Gases
N2(g) 3.3E-06 3.3E-06 3.3E-06 3.3E-06 3.3E-06 3.3E-06 3.3E-06 3.3E-06
CO2(g) 4.8E-07 4.8E-07 4.8E-07 4.8E-07 4.8E-07 4.8E-07 4.8E-07 4.8E-07
O2(g) 1.0E-36 1.0E-36 1.0E-36 1.0E-36 1.0E-36 1.0E-36 1.0E-36 1.0E-36
HCl(g) 4.9E-09 3.4E-08 6.1E-08 8.7E-08 1.1E-07 1.4E-07 1.6E-07 1.8E-07
SO2(g) 1.2E-31 1.3E-31 1.3E-31 1.3E-31 1.3E-31 1.3E-31 1.3E-31 1.3E-31
Cl2(g) 1.6E-28 7.5E-27 2.4E-26 5.0E-26 8.2E-26 1.2E-25 1.6E-25 2.1E-25
CrCl2(g) 5.4E-19 2.5E-17 8.3E-17 1.7E-16 2.8E-16 4.0E-16 5.5E-16 7.1E-16
CrCl3(g) 4.1E-21 1.3E-18 7.8E-18 2.2E-17 4.7E-17 8.4E-17 1.3E-16 1.9E-16
CrO2Cl(g) 3.5E-34 2.4E-33 4.4E-33 6.2E-33 8.0E-33 9.7E-33 1.1E-32 1.3E-32
CrO2Cl2(g) 1.0E-36 1.0E-36 1.0E-36 1.0E-36 1.0E-36 1.0E-36 1.2E-36 1.5E-36
CrO3(g) 1.0E-36 1.0E-36 1.0E-36 1.0E-36 1.0E-36 1.0E-36 1.0E-36 1.0E-36
FeCl2(g) 1.1E-17 5.2E-16 1.7E-15 3.5E-15 5.7E-15 8.4E-15 1.1E-14 1.5E-14
FeCl3(g) 7.4E-26 2.4E-23 1.4E-22 4.0E-22 8.5E-22 1.5E-21 2.4E-21 3.5E-21
NiCl2(g) 5.3E-23 2.5E-21 8.1E-21 1.6E-20 2.7E-20 4.0E-20 5.4E-20 7.0E-20
NiCl3(g) 7.3E-35 2.4E-32 1.4E-31 4.0E-31 8.4E-31 1.5E-30 2.4E-30 3.5E-30
H2O(g) 4.4E-07 4.4E-07 4.4E-07 4.4E-07 4.4E-07 4.5E-07 4.5E-07 4.5E-07
Metal
Fe 5.2E-04 5.2E-04 5.2E-04 5.2E-04 5.2E-04 5.2E-04 5.2E-04 5.2E-04
Cr 1.3E-04 1.3E-04 1.3E-04 1.3E-04 1.3E-04 1.3E-04 1.3E-04 1.3E-04
Ni 7.5E-05 7.5E-05 7.5E-05 7.5E-05 7.5E-05 7.5E-05 7.5E-05 7.5E-05
Sales
KCl 1.3E-05 1.3E-05 1.3E-05 1.3E-05 1.3E-05 1.3E-05 1.3E-05 1.3E-05
CrCl2 1.3E-11 6.0E-10 2.0E-09 3.9E-09 6.5E-09 9.4E-09 1.3E-08 1.6E-08
CrCl3 9.1E-18 2.9E-15 1.7E-14 4.9E-14 1.0E-13 1.8E-13 2.8E-13 4.1E-13
NiS 2,4E-10 2,4E-10 2,4E-10 2,4E-10 2,4E-10 2,4E-10 2,4E-10 2,4E-10
NiCl2 1.3E-18 6.0E-17 2.0E-16 3.9E-16 6.4E-16 9.4E-16 1.3E-15 1.6E-15
FeCl2 2.6E-14 1.2E-12 3.9E-12 7.9E-12 1.3E-11 1.9E-11 2.5E-11 3.3E-11
NiS 2.4E-10 2.4E-10 2.4E-10 2.4E-10 2.4E-10 2.4E-10 2.4E-10 2.4E-10
FeCl3 4.9E-25 1.6E-22 9.2E-22 2.6E-21 5.5E-21 9.8E-21 1.5E-20 2.2E-20
Oxidos
FeOCl 4.7E-18 3.2E-17 5.8E-17 8.2E-17 1.1E-16 1.3E-16 1.5E-16 1.7E-16
Cr2FeO4 1.3E-09 1.3E-09 1.3E-09 1.3E-09 1.3E-09 1.3E-09 1.3E-09 1.3E-09
Cr2O3 1.6E-07 1.6E-07 1.6E-07 1.6E-07 1.6E-07 1.6E-07 1.5E-07 1.5E-07
FeO 8.9E-13 8.8E-13 8.8E-13 8.8E-13 8.7E-13 8.7E-13 8.6E-13 8.6E-13
Fe2O3 5.1E-25 5.1E-25 5.1E-25 5.1E-25 5.1E-25 5.0E-25 5.0E-25 5.0E-25
Fe3O4 2.4E-28 2.4E-28 2.3E-28 2.3E-28 2.3E-28 2.3E-28 2.3E-28 2.3E-28
KCrO2 1.2E-10 1.7E-11 9.7E-12 6.8E-12 5.3E-12 4.3E-12 3.7E-12 3.2E-12
KFeO2 1.3E-21 1.9E-22 1.1E-22 7.4E-23 5.7E-23 4.7E-23 4.0E-23 3.5E-23
NiO 1.8E-16 1.8E-16 1.8E-16 1.8E-16 1.8E-16 1.8E-16 1.7E-16 1.7E-16
Tabla 19 Resultados de los cálculos termodinámicos de la especie
sól ida y gaseosa que depend iendo de la cantidad (kmol) de HCl(g)
para el acero inoxidable AISI 347 CG.
178
Especie gaseosa
Tres de la especie gaseosa de salida (N2(g), CO2(g), y H2O(g)) son estables. Los
cloruros metálicos están presentes en cantidades bajas, pero su formación está
favorecida con el incremento de HCl(g). FeCl2(g) y CrCl2(g) presentan una
cantidad de 1.5x10-14 kmol y 7.1x10-16 kmol respectivamente. Finalmente,
tendría que ser remarcado que mientras el Cl2(g) es consumido casi en su
totalidad en las diferentes reacciones, la cantidad de HCl(g) permanece
constante.
Especie de sólidos
Los cloruros metálicos están presentes en cantidades bajas, pero su formación
está favorecida con el incremento de HCl(g); CrCl2(s) presenta una cantidad
máxima de 1.6x10-8 kmol, FeCl2(s) de 3.3x10-11 kmol y NiCl2(s) de 1.6x10-15 kmol.
La formación de los óxidos metálicos no se ve afectada por la variación de
HCl(g); Cr2O3(s) es el más presente con 1.6x10-7 kmol; el FeO(s) es el óxido de
hierro más estable con 8.8x10-13 kmol y NiO(s) se forma en una cantidad
mínima de 1.8x10-16 kmol. Finalmente, Cr2FeO4(s) es un óxido mixto con una
cantidad apreciable de 1.3x10-9 kmol. La cantidad de elementos metálicos
queda constante en la gama entera de concentración de HCl(g). Cabe destacar
la preferencia del Níquel para formar NiS(s) ya que forma 8.2x10-10 kmol. La
cantidad de KCl(s) queda constante en la gama entera de temperaturas.
c) Influencias de la cantidad de Cl2(g) (5x10-9-1.8x10-7 kmol) (T= 600 ºC).
Especie gaseosa
Tres de las especies gaseosas introducidas en los cálculos (N2(g), CO2(g), y
H2O(g)) son estables en la gama entera de temperaturas, mientras O2(g) y
179
SO2(g), reaccionan completamente con el resto de los elementos, para formar
compuestos diferentes.
La formación de cloruros metálicos aumenta con el incremento de Cl2(g).
FeCl2(g) y CrCl2(g) presentan una cantidad máxima de 1.5x10-14 kmol y 7.1x10-16
kmol respectivamente. La formación de NiCl2(g) es insignificante. Finalmente,
habría que incidir en que mientras el Cl2(g) es consumido casi en su totalidad en
las diferentes reacciones, la cantidad de HCl(g) aumenta con la concentración
de Cl2(g).
Especie de sólidos
Los cloruros metálicos están presentes en cantidades bajas, pero su formación
está favorecida con el incremento de Cl2(g); CrCl2(s) presenta 1.6x10-8 kmol,
FeCl2(s) 3.3x10-11 kmol y NiCl2(s) 1.6x10-15 kmol.
La formación de los óxidos metálicos no se ve afectada por la variación de
Cl2(g); Cr2O3(s) es el más presente con 1.6x10-7 kmol mientras el FeO(s) es óxido
de hierro más estable que presenta 8.8x10-13 kmol. NiO(s) está formado en una
cantidad mínima de 1.8x10-16 kmol. Finalmente, Cr2FeO4 es un óxido mixto con
una cantidad apreciable de 13.10-9 kmol.
La cantidad de elementos metálicos queda constante en la gama entera de
temperaturas. Cabe incidir en la preferencia de ninguno para formar NiS(s) ya
que se forman 8.2x10-10 kmol. La cantidad de KCl(s) queda constante en la
gama entera de temperaturas.
180
4.6.3.2. Caracterización de depósitos
En las siguientes figuras se puede observar el aspecto de los depósitos después
de 15000 h de operación. Los tubos de los sobrecalentadores estaban
completamente cubiertos por una capa grueso de depósito marrón oscuro de
2-12 cm. El depósito contuvo tres capas principales distintas: una delgada capa
exterior marrón oscura, una gruesa capa intermedia porosa blanca, y una capa
delgada interior compleja (ver figuras). Estas tres capas fueron estudiadas por
separado (según siguiente tabla).
Cl K S Fe Si Ca Mg Na Al P
Inner deposit
32.7 35.4 0.2 5.2 1.2 0.1 <0,01 <0,01 <0,01 <0,01
Intermediate
Deposit 25.7 22.8 0.8 4.8 8.6 2.1 0.2 0.5 0.2 0.3
Outer deposit
12.5 14.2 1.9 2.2 18.5 3.3 0.8 0.9 0.5 0.5
Tabla 20 Composición química de depósitos
Figura 37. Partes interior e Intermedia del depósito. SEM Imagen
(x20).
181
Figura 38. Parte exterior del depósito SEM Imagen (x420)
Figura 39. a) Capa Interior b) Capa Intermedia c) Capa exterior
Difractogramas de las tres capas. En la capa interna los picos corresponden a
KCl, en la capa intermedia se pueden apreciar algunos picos que corresponden a
K2SO4 y en el exterior los picos indican silicatos.
De los datos anteriores de las tres capas se pueden caracterizar de la siguiente
manera: La capa interna contiene principalmente cloruro de potasio (Figura a) .
Hay subcapa de óxidos de hierro que provienen de la cascarilla de óxido de
hierro de protección del sobrecalentador. No hay sulfato de potasio. Si el
azufre está presente en el depósito, podría reaccionar con el cloruro de
potasio, liberando cloro [150].
182
En la capa interna, aunque el cloruro de potasio es el componente principal,
también encontramos algunos sulfato de potasio (figura b). No se observaron
capas ricas en Fe que indica espalación de la cascarilla de óxido de hierro
(separación de fragmentos de la superficie del material). En la parte exterior de
esta capa, la composición silicatos aumenta. Este hecho coincide con estudios
similares de aceite de palma (biomasa similar a la paja respecto al contenido en
Cl y K), donde los depósitos eran una fina capa interna blanca de condensado
KCl que cubría toda la superficie de la muestra y una capa exterior gris
consistente en partículas de KCl y ricas en Si [148]. La capa exterior es bastante
densa, lo que indica que la capa se ha fundido. Es un compuesto de dos fases
(Figura c).
4.6.3.3. Estudios de los óxidos
A cada pico con intensidad apreciable ha sido asignada la fase correspondiente.
La información en la difracción de las fases ha sido obtenida empezando por el
registro JCSP (según siguiente figura).
Figura 40. Difractograma del óxido formado en acero AISI 347 CG después
de 15,000 horas de prueba en el sobrecalentador 3
183
El óxido más abundante es el Fe2O3(s) y en cantidades más pequeñas Fe3O4(s).
Ningún pico puede ser asociado con la existencia de FeO(s), Cr2O3(s) ni a
NiO(s).Finalmente, se observan los picos típicos de de KCl(s).
4.6.3.4. Estudios de la temperatura.
Con respecto a las temperaturas medidas en los sobrecalentadores 3 y 4, es de
destacar la diferencia grande de temperaturas dependiendo de la ubicación del
termopar. De todas formas, las temperaturas (435-515 ºC) son más bajas que
las esperadas, exceptuando el termopar nº 12 (540-545 ºC).
4.6.4. ANÁLISIS DE RESULTADOS
Los resultados del análisis de la corrosión de los tubos de los sobrecalentadores
mostraron que el mecanismo de corrosión más probable es la oxidación activa,
el cual está de acuerdo con la literatura [103, 104, 138, 139, 141].
Como resumen final de los cálculos termodinámicos llevados a cabo, se puede
afirmar que de los tres factores estudiados, el Cl2(g) es el más favorece la
formación de compuestos sólidos y gaseosos con cloro . Después de que la
oxidación acelerada está iniciada por la presencia de potasio, la presencia de
cloruro es esencial para que ésta continúe [139, 146]. El cloro es una molécula
pequeña que es probablemente capaz de difundir a través de una capa de
depósito, haciendo la capa de óxido protectora en la superficie de tubo ineficaz
[150]. Una concentración de cloro más alta en la alimentación resultaría en
una tendencia más alta de deposición [166].
184
La cantidad de KCl(s) ha sido constante bajo todas las condiciones, de lo cual se
deduce que no reacciones con ningún elemento [141].
Los óxidos de hierro más estable de la planta han sido el Fe2O3 y el Fe3O4.
Aun así, con respecto al mecanismo de oxidación activa, el índice de corrosión
ha sido observado ser menor para el acero inoxidable AISI 347 CG [157].
También, la corrosión caliente no es observada porque las sales no funden en
estas temperaturas bajas (450-500º C). Por otro lado, es necesario prestar
atención a los factores metalúrgicos por los cuales el acero martensítico
X20CrMoV padeció una velocidad alta de corrosión [157] y tuvo que ser
cambiado en 15.000 h mientras el resto de aceros austeníticos habían tenido
un mejor comportamiento.
Otra consideración es que el exceso alkalino de la biomasa puede derivar en
KOH. La presencia de KOH en las superficies de transferencia del calor puede
ser un factor importante en los mecanismos de corrosión en calderas de
biomasa [103].
185
4.6.5. CONCLUSIONES
Estudiados los tubos de los sobrecalentadores de la caldera de Biomasa de la
Central Eléctrica de Sangüesa, se comprueba que el Cl2(g) es el factor principal
que favorece el mecanismo de corrosión activa (utilizando paja como
combustible). Los depósitos formados en los tubos de los sobrecalentadores
están formados por tres capas de composición química diferente. El más
cercano a los tubos es principalmente un compuesto de KCl(s) y tiene un punto
de fusión de 575ºC. En las temperaturas de trabajo actual de la planta, la
presencia de KCl(s) en los tubos no es peligrosa desde el punto de vista de la
corrosión.
Estos resultados han sido publicados en el año 2013 [43].
186
187
Capítulo 5 TECNOLOGÍA DE LA GASIFICACIÓN
5.1. INTRODUCCIÓN
Se denomina gasificación a un conjunto de reacciones termoquímicas que
tienen lugar en un ambiente pobre en oxígeno, y que resulta como una
transformación de un sólido en gases que son aprovechables para la
combustión en una turbina de gas, en un motor o en una caldera.
La materia lignocelulosica se transforma en hidrocarburos más ligeros, incluso
en monóxido de carbono e hidrógeno. El poder calorífico inferior (PCI) del gas
obtenido, denominado normalmente gas de síntesis o syngas, es una sexta
parte del PCI del gas natural convencional [6]. En el proceso de la gasificación
se obtienen además residuos sólidos con alto contenido en carbono, y una fase
liquida denominada alquitranes o tars, pero ambos en menor proporción [4].
La gasificación no es una tecnología nueva, sino que ha sido utilizada en
periodos de necesidad energética, para producir gases combustibles a partir de
combustibles fósiles como carbón o petróleo. Debido a la relación H/C de la
biomasa en relación al carbono, es en principio más factible su gasificación
[167].
Además la gasificación como proceso puede ser la base para procesos de
obtención de combustibles líquidos de alta calidad (proceso Fisher- Tropsch).
El rendimiento de la gasificación puede estar en torno al 70-80%, en función del
agente gasificante utilizado. Las pérdidas de energía que tienen lugar tienen
como destino las reacciones endotérmicas, las pérdidas en los reactores, el
enfriamiento y filtrado necesario del syngas así como la limpieza de alquitranes
cuando es necesaria.
188
En relación a la producción de energía eléctrica a través de la biomasa, decir
que los rendimientos eléctricos de la gasificación con motor o con turbina de
gas frente a la combustión directa de biomasa y turbina de vapor, pueden estar
en torno al 30-32% frente a un 22%, respectivamente. En cualquier caso, hay
que matizar que el proceso de gasificación parece ser más inestable que la
combustión directa.
Los elementos claves a los que hay que enfrentarse al desarrollar una planta de
gasificación son el gasificador, su operación y el tratamiento y la adaptación del
syngas generado, sin olvidar la elevada importancia de la logística y la
preparación de la biomasa (ver siguiente figura).
Figura 41. Factores clave en el diseño de una planta de gasificación.
5.2. ELEMENTOS PRINCIPALES DE LA GASIFICACIÓN
5.2.1. Gases Gasificantes
Los agentes gasificantes reaccionan con el carbono sólido y los hidrocarburos
pesados dando lugar a moléculas de bajo peso en estado gas como CO y H2
[168].
Bio
mas
a
Composición de la biomasa
Preparación de la biomasa
Humedad del combustible
Sele
cció
n de
l ga
sifi
cado
r Moving bed reactors
Fluidized bed
Entrained bed reactors
Twin fluidized bed reactors
Par
ámet
ros
de
oper
ació
n
Tiempo de residencia
Agentes gasificantes
Ratio agente gasificante-biomasa
Ratio aire-combustible y Ratio Equivalente (RE)
Temperatura de reacción
Presión
Sist
ema
de li
mpi
eza Cantidad de tars del
syngas
Limpieza de los gases
189
Como gases gasificantes es posible utilizar aire, vapor de agua y oxígeno. En
menor medida también se puede utilizar hidrógeno.
Al gasificar con aire, se tiene la ventaja de que el coste es el más bajo entre las
tres opciones. Por otro lado, el PCI del gas de síntesis o syngas obtenido es de
5,5 MJ/m3 (muy bajo). El contenido en hidrogeno del syngas obtenido con este
gasificante no es apto para la producción de metanol. Tiene en torno a un 50%
de nitrógeno y es apto para motores convencionales de combustión interna.
Al gasificar con vapor (obtenido con el calor que proviene de enfriar el syngas),
se consiguen rendimientos superiores de gasificación y mayores
concentraciones de hidrógeno, por lo que es más apto para la producción de
metanol o gasolinas sintéticas.
Con el uso de oxígeno e hidrógeno como gasificantes, los resultados son aún
mejores, así como la posterior producción de combustibles líquidos, pero los
costes de estos son también superiores.
AGENTE GASIFICANTE Poder Calorífico (MJ/Nm3)
Aire 4-7
Vapor 10-18
Oxígeno 12-28
Tabla 21 Valores de poder caloríf ico de gases obtenidos en
gasif icación según agente gasif icador empleado.
En relación al diagrama ternario, y los agentes gasificantes utilizados, se debe
de tener en cuenta [168]:
190
Si se utiliza oxígeno como agente gasificante, la conversión se mueve
hacia el vértice del oxígeno. Sus productos incluyen CO para bajos
contenidos en O2 y CO2 para altos contenidos. Cuando la cantidad de gas
supera la estequiométrica, el proceso pasa de gasificación a combustión,
siendo el producto gases de escape en lugar de gas combustible.
Si vapor es utilizado, el camino en el diagrama es hacia el vértice del
hidrógeno. En este caso el gas producido contiene más hidrógeno por
unidad de carbono, resultando un ratio mayor H/C. Algunos de los
productos de reacción intermedios como CO y H2 también ayudan a la
gasificación del carbono sólido.
Si aire es utilizado como agente gasificante, el N2 que este contiene
diluye el poder calorífico del gas producido.
Figura 42. Diagrama ternario para análisis de la influencia de los agentes
gasificantes en los procesos de gasif icación
191
5.2.2. Características Biomasa para Gasificación
5.2.2.1. Propiedades físicas
Se puede gasificar prácticamente todos los tipos de biomasa, siempre y cuando
la densidad de estos sean superiores a 200- 250 kg/m3, porque si no la biomasa
sería arrastrada por las corrientes gasificantes. Hay que tener en cuenta en
relación a la carga del gasificador, que en función al contenido energético de la
biomasa y su densidad, se decidirá la renovación de carga del mismo.
Por otro lado, el tamaño de las partículas de biomasa debe de ser entre 2-3
mm de diámetro, para que las reacciones puedan producirse a la velocidad
adecuada. El que el tamaño de la biomasa sea pequeño permite mejorar la
calidad del syngas y reducir el tamaño del reactor necesario.
5.2.2.2. Composición química
En cuanto a la humedad de la biomasa a utilizar, se consideran adecuados
valores de entre un 10 y un 15%. Humedades más bajas presentan dos
problemas: uno el aumento en costes energéticos para conseguirlas; por otro
lado, si se baja la humedad de la biomasa por debajo de su punto de equilibrio,
se vuelve a recuperar la de equilibrio con el contacto ambiental.
En general, la humedad facilita la producción de hidrógeno, pero disminuye la
eficiencia térmica del proceso.
Además se debe de considerar que la humedad aumenta la carga de los
refrigeradores y filtros del proceso, aumentando la pérdida de carga.
192
En cuanto al análisis elemental de la biomasa, se considera necesario que los
contenidos en S, Cl y N sean bajos, y alto el contenido en materias volátiles,
para que la gasificación se pueda llevar a cabo con garantías [4].
5.2.2.3. Catalizadores
Se suelen utilizar catalizadores para favorecer ciertas reacciones o la formación
de ciertos productos.
Por ejemplo, se pueden utilizar catalizadores de reformado de cobalto y níquel
para gasificaciones a menos de 550º C, para favorecer el craqueo de las
fracciones pesadas, disminuyendo la formación de alquitranes.
Catalizadores de zeolita o dolomía, reducen la temperatura en la zona de
reducción de 1.100 a 800 ºC.
Por otro lado, para favorecer la formación de monóxido de carbono e
hidrógeno, se puede utilizar catalizadores de níquel y cobalto, trabajando a
700-800 º C en la zona de reducción.
5.2.2.4. Contenido de partículas
Todos los combustibles de gasificadores producen partículas. Son un problema
porque pueden atascar los conductos o equipos y pueden provocar paradas. El
diseño del gasificador debe ser tal que no produzca más de 2-6 g/m3 de
partículas.
Cuantas más partículas se producen, más carga es acumulada en los filtros, con
lo que se aumenta su necesidad de limpieza y mantenimiento.
193
5.2.2.5. Contenido en alquitrán
El alquitrán es el peor constituyente del gas, porque tiende a depositarse en el
carburador y válvulas de admisión causando atascos y problemas de operación.
Es un producto irreversible que se genera en la zona de pirolisis. Las
propiedades físicas del alquitrán dependen del ratio de temperatura y de calor
y su apariencia varía desde el marrón y acuoso (60% agua) hasta el negro y
altamente viscoso (7% de agua). Hay aproximadamente 200 compuestos que
han sido identificados en el alquitrán.
Muy pocas investigaciones se han llevado a cabo en el área de eliminar o
quemar alquitrán en el gasificador, así que el alquitrán en forma de gas se
libera junto con el gas producido. El mayor esfuerzo se ha realizado en limpiar
el alquitrán con filtros y refrigeradores. Un gasificador bien diseñado debería
de producir menos de 1 g/m3 de alquitrán. Normalmente se asume que un
gasificador downdraft produce menos alquitrán que otros gasificadores. Sin
embargo, debido a que procesos ineficientes son localizados en la garganta de
un gasificador downdraft, no se produce la disociación del alquitrán. Es
necesaria más investigación en la exploración del mecanismo de rotura del
alquitrán en los gasificadores downdraft.
5.2.2.6. Cenizas y Slagging
El contenido mineral del combustible que permanece en forma oxidada
después de completar la combustión, recibe el nombre de ceniza. El contenido
en ceniza de un combustible y su composición tiene un mayor impacto en la
operación de los gasificadores.
194
Las cenizas interfieren con la gasificación principalmente de 2 formas:
Se funde formando escorias y ésta para o inhibe el flujo hacia debajo de
la alimentación de biomasa.
Si no se funde conjuntamente, resguarda al fuel de iniciar su ignición
disminuyendo su respuesta en la reacción.
Eliminar el alquitrán y las cenizas son dos de los más importantes procesos en
un sistema de gasificación para un homogéneo funcionamiento. Varios
sistemas han sido utilizados para la eliminación de cenizas. De hecho, algunos
combustibles con altos contenidos en cenizas pueden ser fácilmente
gasificados si sofisticados sistemas de eliminación de cenizas son instalados en
los gasificadores.
En relación a la gama de combustibles biomásicos posibles, dos merecen
confianza para el proceso de gasificación: carbón vegetal y madera.
Carbón vegetal, especialmente, porque está libre de alquitranes y tiene un bajo
contenido en cenizas. Sin embargo, tiene la desventaja, de que en términos de
energía aproximadamente un 50% de la energía original, es perdida en la
conversión de madera a carbón vegetal.
Otra alternativa como combustible biomásico serían los residuos agrícolas, los
cuales muchos de ellos pueden ser gasificados. Sin embargo muchas de las
experiencias con estos tipos de residuos se localizan a nivel de laboratorio. Para
poder gasificar estos residuos a gran escala, es necesario llevar a cabo una
tarea más profunda de investigación. Se exponen a continuación las
características de algunos residuos agrícolas:
195
Combustible Densidad
(kg/m3
)
Humedad (%)
Alquitrán producido
(g/m3
)
Contenido de cenizas (%)
Gasificador Experiencia
Alfalfa 298 7,9 2,33 6 Downdraft No slagging
Combustible cebada
440 13 1,97 10,2 Downdraft Formación severa de escorias
Cascara de coco 435 11,8 3 0,8 Downdraft Formación de escorias
Mazorcas de maíz
304 11 7,24 1,5 Downdraft Excelente combustible. No slagging
Tallos de algodón
259 20,6 5 17,2 Downdraft Formación severa de escorias
Huesos de melocotón
474 10,9 1,1 0,9 Downdraft Excelente combustible. No slagging
Turba 555 (briquetas) 13 Downdraft Slagging severo
Combustible de trigo
395 9,6 9,3 Downdraft Slagging severo. Irregular producción de gas
Trozos de madera
256 (Cubos de 5 cm)
5,4 3,24 0,2 Downdraft Excelente combustible
Figura 43. Características de algunos combustibles biomásicos de origen
agrícola
5.3. ETAPAS DE LA GASIFICACIÓN
Según Prabir Basu [168] no existe un límite claro entre las distintas etapas de la
gasificación, y estas se superponen entre ellas. Las etapas que tienen lugar en
la gasificación son las siguientes:
1- Calentamiento del sólido y secado del mismo. La humedad típica de la
madera recién cortada varía desde el 30 al 60 %, y para algunos tipos de
biomasa puede exceder el 90%. Cada kilogramo de humedad en la biomasa,
necesita de 2260 kJ extras para vaporizar el agua, y esta energía no es
recuperable. Cuando no es posible hacer demasiado para secar el agua que se
encuentra en el interior de las paredes celulares de la biomasa, se debe de
hacer lo posible para eliminar su contenido superficial. Por ello, según la
humedad de la biomasa, suelen ser necesarios procesos de secado de la misma,
preferiblemente antes de que esta entre en el gasificador. Humedades
adecuadas para gasificación deben estar entre un 10 y un 15 % [168].
196
2- Pirolisis. Este proceso ocurre entre 150 y 400 ºC y produce la formación de
un residuo sólido carbonoso llamado “char” y productos gaseosos
(condensables y no condensables). Los componentes más importantes de la
fase gaseosa son H2O, CO2, H2, hidrocarburos y otros compuestos en
menor cuantía (ácidos orgánicos). La fracción de hidrocarburos está
compuesta de metano y compuestos orgánicos condensables denominados
alquitranes ó “tars” (son un problema cuando superan ciertas
concentraciones). La descomposición de esta fracción de hidrocarburos
puede estar influenciada por diferentes parámetros como tamaño de
partícula, temperatura, presión, tiempo de calentamiento y tiempo de
residencia. La pirolisis es una etapa que elimina carbón pero no añade
hidrógeno [168].
3- Oxidación o combustión parcial de algunos gases, vapores y el char por un
agente gasificador, normalmente aire. Parte del compuesto se transforma
en CO, CO2 y H2O. En esta etapa se genera la energía necesaria para llevar a
cabo las reacciones de reducción y pirolisis.
4- Reducción ó gasificación del char producido durante la pirolisis. El
char se convierte en CO, CH4 y H2 principalmente. El char biomásico es
generalmente más poroso y reactivo que el coque. Su porosidad está en el
rango del 40 al 50 % mientras que el char del carbón está entre un 2 y un 18 %.
Además los poros del char biomásico son mayores que los del char del carbón
fósil. Tales son las diferencias que estas reacciones de gasificación son
diferentes a las que se dan con la gasificación del carbón, lignita o la turba. Por
ejemplo, la reactividad del char de turba decrece con la conversión o el tiempo,
mientras que la reactividad del char biomásico aumenta con la conversión. Este
cambio de tendencia puede ser debido al aumento de la actividad catalítica de
los metales alcalinos del char de la biomasa.
197
Figura 44. Etapas de la Gasificación
La gasificación del char biomásico conlleva varias reacciones entre el char y los
agentes gasificantes, dan como productos CO e H2. Las principales reacciones
que tienen lugar en el proceso de gasificación son las siguientes:
REACCIONES DEL CHAR O DE GASIFICACIÓN
R1 (Boudouard) C + CO2 2CO + 172 kJ/mol
R2 (Vapor) C + H2O CO + H2 + 131 kJ/mol
R3 (Hidrogasificación) C + 2H2 CH4 74.8 kJ/mol
R4 C + 0.5 O2 CO 111 kJ/mol
REACCIONES DE OXIDACIÓN
R5 C + O2 CO2 394 kJ/mol
R6 CO + 0.5O2 CO2 284 kJ/mol
R7 CH4 + 2O2 CO2 + 2H2O 803 kJ/mol
R8 H2 + 0.5 O2 H2O 242 kJ/mol
REACCIÓN SHIFT
R9 CO + H2O CO2 + H2 41.2 kJ/mol
REACCIONES DE METANIZACIÓN
R10 2CO +2H2 CH4 + CO2 247 kJ/mol
R11 CO + 3H2 CH4 + H2O 206 kJ/mol
R14 CO2 + 4H2 CH4 + 2H2O 165 kJ/mol
REACCIONES DE VAPOR
R12 CH4 + H2O CO + 3H2 + 206 kJ/mol
R13 CH4 + 0.5 O2 CO + 2H2 36 kJ/mol
Tabla 22 Pr incipales reacciones del proceso de gasif icación a 25 º C.
Calentamiento y Secado
Pirolisis Oxidación Gasificación
198
Las dos primeras reacciones (R1 y R2) son endotérmicas y el calor que
requieren para llevarse a cabo es suministrado, sobre todo, por la reacción de
oxidación (R5) que es muy exotérmica.
El resultado de este proceso, es un gas compuesto fundamentalmente por: CO,
H2, N2, CO2, H2O e hidrocarburos. En muy pequeña cantidad se tendrán, NH3,
H2S y alquitranes. Este gas una vez depurado puede quemarse
limpiamente, produciendo energía mecánica ó eléctrica, sin dejar ningún
residuo y cumpliendo ampliamente la normativa ambiental de emisiones
gaseosas contaminantes.
Figura 45. Etapas de la gasificación en updraft, lecho fluidizado y
downdraft.
199
5.4. TIPOS DE GASIFICACIÓN
Existen principalmente tres tipos de tecnologías de gasificación:
- De lecho móvil, cuando existe un movimiento relativo de la biomasa y
del agente gasificante. Si el movimiento se produce en corrientes
paralelas, se denomina downdraft. Si se produce en sentidos contrarios
se denomina updraft.
- De lecho fluidizado, cuando el agente gasificante mantiene en
suspensión a las partículas de biomasa y a un inerte, y va arrastrando al
syngas junto con las cenizas cuando estas se van generando en la
corriente principal.
- Lecho arrastrado, donde el combustible es arrastrado por el agente
gasificante.
Figura 46. Principales tipos de reactores gasificadores [169]
Biomasa
Biomasa
Biomasa
200
5.4.1. Procesos de Gasificación en los Reactores
La secuencia de las reacciones de gasificación depende del tipo de contacto
sólido-gas en los reactores usados [168]. A continuación se expone como
ocurre el proceso de gasificación en los principales tipos de reactores.
5.4.1.1. Reactor de lecho móvil
En primer lugar hay que matizar que los reactores de lecho móvil, son llamados
así por el movimiento que experimenta el flujo de biomasa en su paso por el
reactor. Si bien es cierto, algunos autores llaman a este tipo de reactores de
lecho fijo, debido a que el movimiento es muy lento en la dirección principal de
avance. Existen dos tipos de reactores de lecho móvil:
Updraft o a contracorriente
Downdraft o de corrientes paralelas
Partimos del ejemplo de un reactor gasificador updraft o a contracorriente,
según se puede observar en la siguiente figura:
Figura 47. Etapas de gasificación en un reactor updraft [168].
201
En un reactor updraft, el combustible es alimentado desde la parte superior; el
gas generado sale del reactor por la parte superior también. El agente
gasificante (aire, oxígeno, vapor o una mezcla), es ligeramente calentado y
entra en el gasificador a través de una rejilla en la parte inferior. El gas después
asciende a través del lecho de biomasa o cenizas descendente en la cámara del
gasificador.
El agente gasificante, desde que entra por la parte inferior del gasificador,
entra en contacto con las cenizas calientes y el char no convertido que
descienden desde arriba (ver figura anterior).
La temperatura en la parte inferior sobrepasa la temperatura de ignición del
carbono, por lo que una reacción de combustión exotérmica tiene lugar con
exceso de oxígeno (R5). El calor liberado calienta el gas que asciende hacia
arriba y también los sólidos que descienden.
R5 C + O2 CO2 394 kJ/mol
La reacción de combustión, como se produce muy rápido, pronto agota todo el
oxígeno disponible. Mientras el oxígeno se va reduciendo, la reacción de
combustión completa cambia a una reacción de combustión parcial,
produciendo CO y liberando menos energía (R4).
R4 C + 0.5 O2 CO 111 kJ/mol
El gas caliente generado, una mezcla de CO, CO2 y vapor (de la alimentación de
biomasa y del agente gasificador), se mueve hacia arriba cruzando la zona de
gasificación, donde el char del lecho superior es gasificado según la reacción
(R1):
R1 (Boudouard) C + CO2 2CO + 172 kJ/mol
R2 (Vapor) C + H2O CO + H2 + 131 kJ/mol
202
El calor sensible del gas caliente proporciona el calor necesario para llevar a
cabo las dos reacciones endotérmicas en la zona de gasificación (R1 y R2). Estas
son las responsables de los principales productos de gasificación, como CO e
H2. Debido a la cesión de calor producida, la temperatura del gas se reduce.
La zona que está sobre la zona de gasificación, es la zona donde se produce la
pirolisis de la biomasa. El calor residual de la corriente ascendente de aire
caliente es cedido a la biomasa descendente, que se calienta y es pirolizada. En
la pirolisis la biomasa se transforma en gases no condensables, en gases
condensables y en char. Ambos gases ascienden hacia arriba y el char
desciende con otros sólidos.
En la parte más alta, la biomasa es secada con el calor que le cede la corriente
de gas que viene ascendente. Este gas es una mezcla de productos de
gasificación y de pirolisis.
En un reactor downdraft, la biomasa es alimentada desde la parte superior y
esta desciende, mientras el aire es inyectado desde un lado, juntándose con los
productos de la pirolisis. A partir de entonces, tanto gases como sólidos (char y
cenizas) se mueven hacia abajo en el reactor, en corrientes paralelas. Aquí una
parte de los gases generados en la pirolisis podría quemarse en la zona de
gasificación. Así que la energía térmica necesaria para el secado, la pirolisis y la
gasificación, es aportada por la combustión de gas pirolítico. Este fenómeno se
conoce como “llama pirolítica” [168].
Las regiones reactivas en un reactor downdraft son diferentes a un reactor
updraft. Aquí, el agente gasificante es alimentado por la parte inferior del
gasificador. Los productos de la pirolisis y la combustión descienden. El gas
caliente se mueve después hacia abajo cruzando el char caliente, donde la
gasificación tiene lugar. Esta disposición hace que el gas producido tenga
menos alquitranes o tars, pero también menos poder calorífico por los gases
203
pirolíticos que son quemados para aportar energía a las reacciones
endotérmicas que lo requieren.
Figura 48. Etapas de Gasificación en un reactor downdraft [168].
5.4.1.2. Reactor de lecho fluidizado
En un lecho fluidizado, tal como se puede observar en la siguiente figura, el
combustible es alimentado desde la parte superior, relativamente rápido sobre
todo el cuerpo del lecho fluido. El agente gasificante también sirve como gas
fluidizante y por lo tanto es impulsado desde la parte inferior del reactor.
204
Figura 49. Etapas de gasificación en un reactor de lecho fluidizado [168].
En un reactor de lecho fluidizado típico, las partículas sólidas y frescas de
combustible entran en contacto con el lecho caliente de sólidos, que
rápidamente calientan las nuevas partículas entrantes hasta que adquieren la
temperatura del lecho, y les hace experimentar secado rápido y pirolisis,
produciendo char y gases (condensables y no condensables).
Aunque el lecho de sólidos está bien mezclado, el gas fluidizante permanece
generalmente en modo continuo entrando por el fondo y saliendo por arriba.
En la entrada en el fondo del reactor, el oxígeno reacciona exotérmicamente
(R4, R5 y R8) con char y con materiales del lecho. Estos materiales
inmediatamente dispersan el calor por todo el lecho fluidizado. La cantidad de
calor liberado cerca de la parrilla del fondo depende del contenido en oxígeno
del gas fluidizante y la cantidad de char que entra en contacto con él. La
temperatura local en esta zona depende de la vigorosidad con la que los sólidos
del lecho dispersen el calor desde la zona de combustión.
205
R4 C + 0.5 O2 CO 111 kJ/mol
R5 C + O2 CO2 394 kJ/mol
R8 H2 + 0.5 O2 H2O 242 kJ/mol
Posteriores reacciones de gasificación tienen lugar mientras los gases
ascienden. Las burbujas del lecho fluidizado pueden servir como el conducto
principal hacia la parte superior. Mientras estas colaboran con la agitación, las
burbujas también permiten al gas bypasar los sólidos sin participar en las
reacciones de gasificación. Los productos de la pirolisis entran en contacto con
los sólidos descompuestos en gases no condensables. Si ellos salen del lecho
hacia arriba hacia la parte más fría, se forma char y tar.
Un reactor de lecho fluidizado no puede alcanzar conversión completa del char
debido a la mezcla continua de los sólidos. El alto grado de mezcla de los
sólidos ayuda a mantener una temperatura uniforme, pero debido a la íntima
mezcla entre las partículas gasificadas y las parcialmente gasificadas, cualquier
sólido que abandona el lecho contiene char parcialmente gasificado. Las
particular de char arrastradas desde el lecho fluidizado pueden contribuir
también a pérdidas en el gasificador.
El otro gran problema con este tipo de gasificadores es la baja difusión de
oxígeno desde las burbujas hasta la fase en emulsión. Esto hace que la reacción
de combustión se lleve a cabo en la fase fluidizada, lo cual decrece el
rendimiento de la gasificación.
En un lecho fluidizado circular (CFB- circular fluidized bed), los sólidos circulan
alrededor de un ciclo que es caracterizado por la intensa mezcla y un elevado
206
tiempo de residencia dentro del lazo de circulación de los sólidos. La ausencia
de cualquier burbuja evita que el gas bypase el lecho.
Los gasificadores de lecho fluidizado operan típicamente en temperaturas de
800 a 1000 ºC para evitar aglomeraciones de cenizas. Esto es admisible para
combustibles como biomasa, RSU y lignita. Estos reactores son pues
característicos por procesar combustibles de altos contenidos en cenizas sin
problemas.
Otra de las ventajas de este tipo de gasificadores, es que debido a su gran
inercia térmica y su vigoroso grado de mezcla, pueden gasificar diferentes tipos
de combustibles, por ejemplo combustibles biomásicos de distintos tipos
(según estaciones). Esto le convierte en una de las tecnologías en la cual se
apuesta para plantas de gasificación de biomasa a gran escala [168].
5.4.1.3. Reactor de flujo arrastrado
Los reactores de flujo arrastrado son preferidos en las plantas IGCC, de
gasificación integrada en ciclo combinado. Este tipo de reactores opera a unos
1400 ºC y entre 20 y 70 bar de presión, donde el polvoriento combustible es
arrastrado en el medio gasificante. En la siguiente figura, se pueden observar
dos reactores de flujo arrastrado. En el primero, el oxígeno, y el combustible en
polvo entran al reactor por un lado; y en el segundo, entran por la parte
superior.
207
Figura 50. Etapas de gasificación en los tipos de gasificadores de flujo
arrastrado más habituales: (a) Alimentación lateral; (b) Alimentación superior
[168]
En los reactores de flujo arrastrado, la reacción de combustión R5, podría tener
lugar justo en el punto de entrada del agente gasificante, seguida de la reacción
R4, corriente hacia abajo, donde el exceso de oxígeno es utilizado.
R4 C + 0.5 O2 CO 111 kJ/mol
R5 C + O2 CO2 394 kJ/mol
208
El combustible en polvo (<75 micras) es inyectado en la cámara del reactor
junto con el agente gasificante. Para facilitar la alimentación al reactor,
especialmente si es presurizado, el combustible podría ser mezclado con agua
para hacer una pasta. La velocidad del gas en el reactor es suficientemente alta
como para arrastrar completamente a las partículas de combustible. Los
gasificadores alimentados con esta pasta de combustible y agua, necesitan
mayor volumen de reactor, para evaporar el agua empleada en la mezcla.
Además, su consumo de oxígeno es aproximadamente un 20 % mayor que en
un sistema de alimentación en seco debido a las altas demandas de corrientes.
En los diseños de este tipo de reactores, el oxígeno cuando entra en el reactor,
reacciona rápidamente con los volátiles y el char, dando lugar a reacciones
exotérmicas. Estas aumentan la temperatura por encima del punto de fusión
de las cenizas, destruyendo completamente los alquitranes o aceites. Estas
altas temperaturas deberían derivar en una elevada conversión de carbono
[168].
Un reactor de flujo arrastrado podría ser visto como un reactor de flujo-pistón.
Aunque el gas es calentado hasta la temperatura del reactor rápidamente en su
entrada, los sólidos se calientan más despacio a lo largo del reactor debido a la
capacidad térmica del reactor y el flujo pistón natural. Algunos reactores de
tipo arrastrado son modelizados como reactores de mezcla continua, debido a
la rápida mezcla de los sólidos.
5.4.1.4. Reactor de Twin de lecho fluidizado
Estos reactores son usados para producir un gas de un poder calorífico mayor
que el conseguido con un solo gasificador. Está constituido por dos reactores:
209
El primero actúa como pirolizador, calentado con arena o inerte caliente
que viene del segundo reactor.
El segundo consigue el calor quemando el char que viene del primer
reactor.
Normalmente se utiliza en este tipo de reactores aire como agente gasificante,
y vapor es añadido para asegurar la reacción “shift” para generar H2 y asegurar
las reacciones de carbón y vapor [82].
El gas obtenido es bueno desde el punto de vista de poder calorífico, pero con
altas cargas de tars, debido a que se trata de un proceso donde la pirolisis es
importante.
Figura 51. Esquema del reactor Twin de lecho fluidizado.
5.5. SELECCIÓN DEL GASIFICADOR
Sobre las generalidades técnicas de los tipos de gasificadores existentes, se
puede argumentar:
210
Los lechos fijos y fluidizados no permiten alcanzar altas tasas de
conversión de la biomasa, producen syngas de bajo poder calorífico, y
tienen contenidos más altos de alquitranes [170].
Los gasificadores downdraft o de corrientes paralelas, generan menos
tars que los de tipo updraft o de contracorriente. Los gasificadores de
lecho fluidizado generan tars en cantidades medias entre los downdraft y
los updraft. Por otro lado los de tipo downdraft son más sensibles al tipo
de combustible, siendo poco flexibles al respecto [170].
Los gasificadores downdraft fueron estudiados experimentalmente por
Perez et al [171], y llegaron a la conclusión de que al aumentar el
diámetro de los mismos, mejoraba la calidad del syngas generado.
Los gasificadores updraft, son convenientes para aplicaciones de
generación de calor, donde la existencia de alquitranes no es importante
[172].
Los gasificadores de lecho fluidizado tienen la ventaja de que permiten
mantener temperaturas uniformes, justo por debajo de las
problemáticas, donde podría producirse sinterización o aglomeración de
cenizas. Generan menos char que los de lecho fijo, y podrían dar
problemas de arrastre de ciertas partículas, reduciendo la eficiencia de
conversión de la biomasa [101].
En Europa existen del orden de 50 fabricantes de gasificadores comerciales
[99], de los cuales son:
75% de tipo downdraft o de corrientes paralelas.
20% de tipo de lecho fluidizado.
2,5% de tipo updraft o de contracorrientes.
2,5% de otros tipos existentes.
211
Existen también otras tecnologías de gasificación en desarrollo como:
Gasificación por plasma, utilizada principalmente para residuos sólidos
urbanos (RSU), siendo principalmente orgánicos, y otros como papel,
plásticos, vidrio, metales, textiles, madera, goma, etc. [173] El plasma se
refiere a cualquier gas del cual al menos una parte de sus átomos o
moléculas está parcialmente o totalmente ionizada. El plasma se forma
cuando un arco eléctrico es generado por la circulación de una corriente
eléctrica a través de un gas. Ello deriva en altas temperaturas de la
corriente de plasma que hace que cualquier molécula que se halle ante
dicha corriente, rompa sus enlaces generando un gas sintético. Al mismo
tiempo, la fusión de componentes inorgánicos (vidrios, metales, silicatos
y metales pesados) tiene lugar dando lugar a un fundido o slag que
vitrifica al enfriarse. En los procesos de gasificación por plasma pueden
alcanzarse temperaturas desde los 2.000 a los 30.000 ºC. Existen
sistemas en fase de estudio que disponen en serie un gasificador de
lecho fluido y a continuación un proceso de plasma [133].
Gasificación con agua supercrítica. Estos sistemas aprovechan las
condiciones del punto crítico del agua a 647,3 K y una presión de 22,1
MPa como entorno favorable para llevar a cabo las reacciones de
gasificación de biomasas húmedas [174]. Los sistemas de gasificación con
agua supercrítica acoplados a instalaciones solares térmicas son
actualmente objeto de investigación, con resultados satisfactorios [174].
La gasificación con agua supercrítica no solo puede usarse para tratar
biomasa húmeda, sino también para tratar efluentes líquidos de plantas
de gasificación, según la experimentación llevada a cabo por DiBlasi et al
212
[175], con los productos generados en la gasificación en un reactor
updraft de madera. La gasificación hidrotérmica con agua supercrítica es
un proceso interesante ya que permite tratar residuos con altos
contenidos de agua sin secado previo [176].
Como se puede observar en la Tabla 23, varios son los factores que deben
tenerse en cuenta a la hora de seleccionar el tipo de gasificador. Los
gasificadores de lecho fijo son utilizados principalmente en pequeñas potencias
de planta, mientras que conforme mayor es el movimiento del lecho, mayores
son las potencias de planta requeridas por economía de escala [100].
Se observa cómo se confirma que el gasificador downdraft es el más utilizado
para pequeña escala, debido a los bajos contenidos en alquitranes y su
tecnología simple.
213
GASIFICADOR Downdraft Updraft
Lecho
Fluidizado Burbujeante
Lecho
Fluidizado Circulante
Lecho flujo arrastrado
Lecho
fluidizado TWIN
Tecnología Simple y probada. Reactor
sencillo y costes de inversión relativamente bajos.
Plantas de costes de inversión mayores.
Tecnología probada con carbón.
Construcción compleja
Construcción compleja
Especificaciones del fuel
<51 mm <51 mm < 6 mm < 6 mm < 0,15 mm < 6 mm
Humedad maxima del combustible (%)
25 60 <55% <55% <15% 11-25
Gas LHV (MJ/Nm3) 4,5-5,0 5-6 3,7-8,4 4,5-13 4-6 5,6-6,3
Tar (g/Nm3) 0.015-3.0 30-150 3,7-61,9 4-20 0,01-4 0,2-2
Cenizas y partículas del syngas
Bajo Alto Alto Alto Bajo Alto
Temperatura de reacción
1090 ºC 800-1000 º C 1500 º C 800-1000 º C
Temperatura de fusión de cenizas
>1250 º C >1000 º C >1000 º C >1250 º C >1000 º C
Temperatura de salida del syngas
700 º C 200-400 ºC 800-1000 ºC >1260 ºC 800-1000 ºC
Potencias admisibles
Hasta 1 MWe Hasta 10 MWe 1-20 MWe 2-100 MWe 5-100 MWe 2-50 MWe
Tiempo residencia Partículas están en el lecho
hasta su descarga
Particles spend
substantial time in bed.
Particles pass
repeatedly throug the circulation loop (few seconds)
Very short (few seconds)
Particles spend
substantial time in bed.
Eficiencia de
conversión del carbón
Alta Alta Alta. Pérdida de carbón en
cenizas. Alto Alto Alto
Process flexibility Very limited. Any change in process variables needs a
new design
Flexible ante cargas
menores que diseño.
Flexible ante cargas
menores que diseño.
Very limited. Size and energy
content of the fuel must be in a narrow
range.
Flexible ante cargas
menores que diseño
Perfil temperatura Gradientes
Altos Gradientes
Altos
Casi constante en vertical. Poca
variación radial
Casi constante en
vertical.
Temperaturas sobre
Temperatura de fusión cenizas
Constantes en cada reactor
Hot gas efficiency 85-90% 90-95% 89% 89% 80% 90-95%
Tabla 23 Comparativa técnica pr incipales gasif icadores [100] , [82]
214
5.6. PARÁMETROS DE OPERACIÓN DE LA GASIFICACIÓN
Una vez seleccionado el tipo de gasificación acorde a la biomasa a procesar,
proceden la puesta en marcha y la operación de la instalación, tratando de
hacerlo de la forma más continua posible, con altos rendimientos y sin
incidencias que provoquen paradas indeseadas.
El proceso de gasificación es más complejo que la combustión, y existen una
serie de parámetros de operación que son cruciales para el buen
funcionamiento del sistema. La propia diversidad de tecnologías de gasificación
existentes ya fija algunos de ellos por la forma intrínseca de funcionamiento de
cada uno, existiendo gasificadores presurizados y atmosféricos, con o sin
movimiento de las partículas, con recirculaciones de segundos reactores
instalados en serie, etc. Otros parámetros deben de ser controlados en sus
valores óptimos para conseguir un syngas de calidad constante y con altos
rendimientos de proceso.
5.6.1. Tiempo de residencia
El tiempo de residencia en cada tipo de reactor, que es el periodo medio que
las partículas de biomasa permanecen en el interior del gasificador, debe ser el
necesario para que puedan llevarse a cabo las reacciones del proceso de
gasificación de forma satisfactoria, generando el syngas previsto. Esto está
relacionado con el grado de fluidización de los lechos, siendo menor el tiempo
cuanta mayor agitación existe.
215
Para crear las condiciones de tiempo de residencia adecuados, se deben de
establecer los sistemas de tiro forzado (ventiladores o soplantes) precisos,
contando con estos equipos en la fase de diseño.
Los reactores que operan con mayores tiempos de residencia son los
gasificadores de lecho fijo [101]. Los gasificadores de lecho arrastrado tienen
bajos tiempos de residencia, aproximadamente 1-2 segundos, durante los
cuales las pequeñas partículas de biomasa son secadas, pirolizadas y luego
gasificadas. Tiempos óptimos de 1,6 segundos son propuestos para este tipo de
gasificador [170].
5.6.2. Agentes Gasificantes
Entre los agentes gasificantes, el aire es el más utilizado por su economía. Con
aire se obtiene un syngas de menor poder calorífico, debido principalmente a
su alto contenido en N2 [101]. El vapor como agente gasificante produce un
syngas de poder calorífico medio y sus costes son intermedios entre el aire y el
oxígeno. El oxígeno es el agente gasificante necesario para las aplicaciones más
avanzadas y el de mayor coste [88]. También es posible utilizar CO2 como
agente gasificante o una mezcla de todos los anteriores [101].
Hosseini et al [177] estudiaron mediante análisis termodinámico el efecto de
gasificar con aire o con vapor utilizando serrín como biomasa. Las eficiencias
energéticas y exergéticas fueron superiores con aire que con vapor.
El efecto de mezclar vapor con aire fue estudiado por Hernández et al [178] en
un gasificador de lecho arrastrado. Los resultados mostraron que había un
intervalo óptimo de mezcla aire-vapor en el que se alcanzaba la eficiencia
máxima en el proceso.
216
5.6.3. Ratio agente gasificante-biomasa
El ratio agente gasificante es la relación entre el agente gasificante y la
biomasa que alimentan el reactor.
En un reactor de lecho fluidizado burbujeante con vapor (utilizado éste como
agente gasificante y fluidizante), fue observado que, manteniendo la
temperatura constante a 750 ºC y aumentando la relación vapor/biomasa, se
aumenta la producción de H2, CO2 y CH4, mientras que se reduce la de CO,
siempre dependiendo de los tipos de biomasa utilizados [179].
En gasificadores de lecho fluidizado interconectados, donde la gasificación y la
combustión se llevan a cabo de forma separada, se ha demostrado que existe
un valor de vapor/biomasa en el que se alcanzan valores máximos de
producción de H2 en el syngas generado. En relación a los tars generados, al
aumentar el ratio vapor/biomasa desde 0,8 a 1,4, se disminuye su contenido en
el gas generado [180]. El mismo efecto fue encontrado en reactor de lecho
fluidizado con aporte de calor indirecto o externo, donde los alquitranes se
reducían al aumentar el ratio vapor/biomasa de 0,83 a 1,2, siendo este efecto
más pronunciado conforme aumentaban las temperaturas [181]. Se conseguía
además un syngas de mayor contenido en H2 y CO, disminuyendo sus
contenidos en CH4 y CO2.
En gasificadores de lecho arrastrado, con oxígeno como agente gasificante, se
recomiendan valores de 0,4 en el ratio oxígeno-biomasa [170]. Según
experimentaron Hernández et al. [178] en lechos arrastrados, un aumento del
ratio gasificante-biomasa (S/B) promueve las reacciones de conversión de char
y de CH4. La producción de H2 era más sensible a los cambios en S/B cuando el
aire estaba presente en el medio gasificante.
217
Ran et al. [182] demostraron en un gasificador regenerativo de biomasa de
pino, que la mejor relación de vapor y carbón (ratio vapor/C) era de 0,3, donde
producían un syngas de 5,6 MJ/Nm3.
En un External Circulating Countercurrent Moving Bed (ECCMB) gasification
system, Zou et al [183] demostraron experimentalmente que el ratio
vapor/biomasa óptimo era de 1,2, obteniendo 35 % de H2 y 12% de CO.
5.6.4. Ratio aire-combustible y Ratio equivalente (RE)
El ratio aire-combustible es la relación entre el aire y el combustible utilizado,
que se encuentra muy por debajo de los procesos de combustión, donde se
trabaja con exceso de aire estequiométrico, mientras que en la gasificación se
trabaja con valores aire en defecto.
El ratio equivalente (RE) es la relación entre el ratio de aire-combustible para el
proceso actual y el ratio aire-combustible para llevar a cabo una combustión
completa.
El ratio equivalente tendría un valor de 1 para la combustión, y suele estar
entre 0,25 y 0,35 para procesos de gasificación.
218
El ratio aire-combustible es considerado como el más influyente en el poder
calorífico final del syngas generado [179]. Valores adecuados del ratio
equivalente para gasificación están en el intervalo de 0,2 a 0,4, que permiten
controlar la generación de alquitranes y char [101].
Aumentando el ratio equivalente (RE) y manteniendo el flujo biomásico
constante, la temperatura del gasificador aumenta, ya que existe más oxígeno
por cantidad de biomasa para que puedan llevarse a cabo las reacciones de
combustiones parciales, que son las que generan la energía necesaria [107].
Hosseini et al [177] demostraron mediante análisis termodinámico el efecto de
aumentar el ratio equivalente en distintas humedades de biomasa, en la
eficiencia energética. Se comprobó que esta disminuía con la misma tendencia
tanto con aire como vapor como agentes gasificantes.
Figura 52. Ratio equivalente frente a poder calorífico inferior (LHV) y
Eficiencia en frío en un gasificador downdraft atmosférico [167]
219
5.6.5. Temperatura
La temperatura de operación depende del tipo de gasificador que se emplee, y
de las distintas zonas en las que el proceso discurre. Por ejemplo en un
gasificador downdraft atmosférico, las temperaturas estarían entre 700-850 ºC
en la parte media y entre 800-1000 ºC en el fondo [167].
La temperatura tiene influencia directa en la composición del syngas generado.
Por ejemplo, en un gasificador downdraft atmosférico, como se puede ver en el
siguiente gráfico, la composición varía mucho en función de la temperatura en
la zona media del mismo. Por lo que es muy importante mantener una
temperatura constante para que el proceso sea estable.
Figura 53. Efecto de la temperatura en la zona media de gasificador
downdraft atmosférico sobre la composición del syngas [167].
En un gasificador de lecho fluidizado atmosférico la temperatura del lecho está
directamente relacionada con el poder calorífico del syngas generado. Como
220
se observa en el siguiente gráfico se obtiene el mayor poder calorífico del
syngas decrece linealmente con el aumento de la temperatura del lecho, ya
que al aumentar la temperatura, más biomasa se combustiona y no se gasifica.
Figura 54. Relación entre poder calorífico de syngas (LHV) y temperatura de
lecho en diferentes flujos másicos para gasificador de lecho fluidizado
atmosférico con aire [107]
La regulación de temperatura puede llevarse a cabo ajustando bien la entrada
de biomasa o bien la entrada de aire al gasificador. En el siguiente gráfico
puede observarse como en un lecho fluidizado atmosférico con aire, la
temperatura aumenta linealmente con el aumento del ratio equivalente
(porque permite que se complete más la combustión) y con mayor flujo másico
en el mismo RE se disminuye la temperatura del lecho (esto es porque al haber
mayor cantidad de biomasa y la misma relación de aire, la combustión se hace
más incompleta).
221
Figura 55. Relación entre temperatura del lecho, flujo másico de biomasa y
ratio equivalente para gasificador de lecho fluidizado atmosférico con aire
[107]
Otro de los factores que influye en la temperatura de los gasificadores es la
humedad del combustible. Por ejemplo, en un gasificador de lecho fluidizado
atmosférico con humedades por encima del 15%, se producen muchas
fluctuaciones de la temperatura, que derivan variaciones de la composición del
syngas y de su poder calorífico. En el siguiente gráfico se observa como varia en
el tiempo la temperatura del lecho con combustibles de humedad 17%
(convirtiendo el proceso en inestable), manteniéndose más estable para un
combustible con humedad del 12%.
222
Figura 56. Evolución temporal de la temperatura del lecho con combustible
(cascara de arroz) de distinta humedad en un lecho fluidizado atmosférico
con aire [107]
5.6.6. Presión
En cuanto a presión se debe de indicar que existen dos tipos de gasificación,
atmosférica y presurizada.
Los rendimientos de la gasificación presurizada son mayores (hasta 10 puntos
porcentuales), pero también son más altos los costes de inversión.
5.6.7. Eficiencia de conversión del carbón
Es el rendimiento de conversión del carbón del proceso de gasificación y se
calcula:
223
Por ejemplo, en un reactor de lecho fluidizado atmosférico, con el aumento de
la temperatura del lecho mejora la conversión del carbón, como puede verse
en la siguiente gráfica.
Figura 57. Efecto de la temperatura del lecho en la eficiencia de conversión
de carbón en lecho fluidizado atmosférico con aire y vapor [184]
5.6.8. Eficiencia en frío y en caliente
Las eficiencias en frío y en caliente se calculan de la siguiente forma [86]:
Eficiencia en frío: cociente entre la entalpía del syngas frío (HG,c) por el
flujo másico de syngas (FG) menos las fracciones de agua o humedad (ww)
y tars (wT) entre la energía primaria aportada por el combustible
biomásico (FBHB)
224
Eficiencia en caliente: cociente entre la entalpía del syngas caliente (HG,h)
por el flujo másico de syngas (FG) entre la energía primaria aportada por
el combustible biomásico[86] (FBHB)
5.6.9. Cantidad de tars del syngas
Los contenidos en tars son controlados con instrumentación y la medida no es
sencilla, de modo que se garantice que la calidad del gas de entrada a los
equipos que consumen el syngas, sea la adecuada y no produzca efectos no
deseados en los mismos.
5.6.10. Velocidad de fluidización
En los gasificadores de lecho fluidizado, este es un parámetro importante en el
funcionamiento. Valores del orden de 0,8-1,2 m/s son recomendados para este
tipo de reactores [107].
5.6.11. Agentes Gasificantes
Según los agentes gasificantes que se utilicen en el proceso de gasificación, los
parámetros de operación varían. Por ejemplo, para el caso de un lecho
fluidizado burbujeante atmosférico, las condiciones de operación, composición
del syngas y rendimientos pueden observarse en la siguiente tabla:
225
Aire Vapor Puro
Vapor–O2 Mezcla
Condiciones de operación
ER 0.18–0.45 0 0.24–0.51 S/B (kg/kg daf) 0.08–0.66 0.53–1.10 0.48–1.11 T (ºC) 780–830 750–780 785–830 Composición syngas H2 (vol%, base seca) 5.0–16.3 38–56 13.8–31.7 CO (vol%, base seca) 9.9–22.4 17–32 42.5–52.0 CO2 (vol%, base seca) 9.0–19.4 13–17 14.4–36.3 CH4 (vol%, base seca) 2.2–6.2 7–12 6.0–7.5 C2Hn (vol%, base seca) 0.2–3.3 2.1–2.3 2.5–3.6 N2 (vol%, base seca) 41.6–61.6 0 0 Vapor (vol%, base humeda)
11–34 52–60 38–61
Rendimientos Tars (g/kg daf) 3.7–61.9 60–95 2.2–46 Char (g/kg daf) nd 95–110 5–20 Gas (Nm3/kg daf) 1.25–2.45 1.3–1.6 0.86–1.14 PCI (MJ/Nm3) 3.7–8.4 12.2–13.8 10.3–13.5
nd: no disponible; daf: base seca libre cenizas; ER: ratio equivalente; S/B: ratio gasificante-biomasa
Tabla 24 Condiciones de operación para lecho f luid izado b urbujeante
atmosférico para dist intos gasif icantes [100]
5.7. Sistema de limpieza del syngas
5.7.1. Control de tars del syngas
La formación de alquitranes o tars es uno de los grandes problemas que deben
tenerse en cuenta en la gasificación. Los tratamientos que pueden llevarse a
cabo para controlar su formación se dividen en los llevados a cabo en el interior
del gasificador (tratamientos primarios), o los llevados a cabo en la limpieza en
caliente de los gases generados (tratamientos secundarios) [99].
Económicamente interesan los tratamientos primarios en el interior del
gasificador, pero todavía no están muy desarrollados.
226
La formación de tars depende de varios factores como son:
Temperatura
Agente Gasificante
Ratio Equivalente
Tiempo de residencia
Tipo de gasificador
Aditivos catalíticos, tales como dolomita y otros, que consiguen
conversiones importantes de los tars, disminuyendo su contenido en los
gases generados.
La configuración del gasificador en combinación con el uso de catalizadores es
clave en la reducción de tars. Brandt and Larsen [185] observaron la reducción
de alquitranes obtenida en una gasificador de dos etapas, compuesto de
pirólisis en la primera y gasificación en la segunda sobre lecho de carbón
vegetal. Similar comportamiento de reducción de alquitranes fue
experimentado por Nunes et al. [186], al utilizar en serie dos gasificadores de
tipo downdraft.
El tipo de gasificador seleccionado también influye en la formación de
alquitranes. Qin et al [187], verificaron experimentalmente en un gasificador de
flujo arrastrado atmosférico a altas temperaturas (hasta 1350 ºC), que los
alquitranes generados eran inexistentes (se producía algo de hollín) con paja de
cereal y madera como combustibles.
Una unidad de gasificación a escala piloto a contracorriente, con disposición de
corriente ascendente (updraft) en la primera etapa y corriente descendente
(downdraft) a contracorriente en la segunda etapa fue desarrollada y operada
por Šulc et al [188], para el estudio de los efectos de las dos etapas de
gasificación en comparación con una etapa de gasificación de biomasa (pellets
227
de madera) en la composición del gas combustible y su pureza. Los datos
experimentales de gasificación demostraron claramente que las dos etapas de
gasificación producían gas relativamente más limpio y con bajo contenido de
alquitrán. La desventaja de esta disposición tecnológica era el valor
relativamente bajo del poder calorífico del gas combustible (PCI
aproximadamente 3,15 MJ/Nm3).
Los catalizadores pueden ser añadidos en el propio lecho o bien junto con la
alimentación de biomasa. Según su naturaleza, pueden dividirse en sintéticos
(producidos por métodos químicos a costes relativamente altos, como la
alúmina activada) y minerales (producidos de forma natural y por lo tanto más
económicos, como la calcita y los minerales de arcilla) [98].
En un gasificador de lecho fluidizado, la selección del material inerte del lecho
en suspensión influye en la composición del syngas y en la concentración de
tar [189].
Siedlecki comprobó que la magnesita como catalizador o como lecho inerte
frente a la arena de cuarzo y la olivina conseguía la mayor reducción en la
producción de alquitranes en un reactor de lecho fluidizado circulante con
vapor y oxígeno como agentes gasificantes [190]. Nemanova et al. demostraron
que el empleo de gránulos de base metal hierro producían también una
importante reducción de alquitranes en el syngas generado en un reactor
atmosférico de lecho fluidizado, utilizando abedul como combustible biomásico
[191],[192].
En un External Circulating Countercurrent Moving Bed (ECCMB) gasification
system con serrín de pino, Zou et al [183] demostraron experimentalmente
que el aumento de la altura del lecho catalítico en el gasificador mejoraba el
rendimiento del proceso y la eliminación de alquitranes.
228
Otro de los factores que incide en la formación de tar es el tamaño de las
partículas de biomasa. Gaston et al. comprobaron que la cantidad de tar
generado en un gasificador de lecho fluidizado aumentaba con el tamaño de las
esferas de roble utilizado [193].
Métodos ópticos innovadores como la espectroscopia fluorescente pueden ser
utilizados para la detección de alquitranes en el syngas generado [194].
5.7.2. Limpieza de los gases
Además del syngas objeto del proceso de gasificación, se generan otras
sustancias no deseadas. El control de las partículas de dichas sustancias: polvo,
cenizas volantes, alquitranes, amoniaco, compuestos sulfurosos y otros, debe
comenzarse en el gasificador con la selección de adecuados parámetros de
operación, el adecuado diseño del mismo y el empleo de aditivos y
catalizadores convenientes [132]. Con ello se minimizará la necesidad de una
posterior limpieza del syngas generado [101].
Se distinguen dos tipos de limpieza de los gases generados: en frío y en
caliente. Con los sistemas de limpieza en caliente se incrementa la eficiencia
de la gasificación en torno a un 3-4%, ya que el syngas es portador de mayor
cantidad de energía que al ser enfriado. [131].
Los principales constituyentes de un sistema de limpieza de gases para la
eliminación de polvo, partículas y alquitranes, son [101]:
Ciclones
Filtros de bolsa, cerámicos, textiles…
Separadores de partículas rotativos
229
Precipitadores electroestáticos húmedos
Scrubbers de agua
En gasificadores de lecho arrastrado se utiliza un sistema de refrigeración en la
parte inferior para enfriar el syngas y eliminar los alquitranes, pasando después
por un ciclón, un filtro y un condensador instalados en serie [170].
Estos sistemas eliminan o capturan el tar del syngas, desechando con ello la
energía que éstos portan. El craking catalítico del tar o craking térmico son
utilizados para descomponer o reducir los tars, aunque presentan algunas
desventajas [195].
Los tars y el amoniaco pueden ser eliminados con tecnología de limpieza en
caliente a través de reforma catalítica con vapor o seca o vía catalítica con
reacciones de craking/hidrocraking del tar, y a través de descomposición
catalítica del amoniaco para formar N2 y H2. Estos procesos tienen
rendimientos pobres y uso limitado en plantas de gran tamaño, necesitando
más investigación para su posible instauración [108]. Se han llevado a cabo
ensayos en plantas de laboratorio con gasificadores de lecho fluidizado con
sorbentes comerciales, como el ZnO para la eliminación de los compuestos
sulfurosos [132].
5.8. SUBSISTEMAS DE PLANTAS DE GASIFICACIÓN
5.8.1. Refrigeración y Limpieza del Gas
Para que el gas pueda ser utilizado en los distintos usos, debe ser limpiado de
impurezas y alquitrán y también debe ser refrigerado, para que disminuya su
volumen. Esta parte del proceso de gasificación es crucial en el mismo. El fallo
230
de un proceso de gasificación, puede derivar de una mala ejecución de limpieza
y refrigeración del gas producido.
La temperatura de salida del gas del gasificador es normalmente entre 300 y
500 º C. Este gas tiene que ser enfriado con objeto de aumentar su densidad
energética. Varios tipo de equipos de refrigeración pueden ser utilizados. La
mayor parte de los refrigeradores son intercambiadores aire-gas donde la
refrigeración es efectuada por libre convección del aire en la superficie exterior
del intercambiador. El gas se enfría aproximadamente hasta temperatura
ambiente.
Para la limpieza, tres tipos de limpiadores son utilizados normalmente:
Limpiadores en seco, como los ciclones. Estos son diseñados, de acuerdo
al ratio de gas producido y su contenido en partículas. Son efectivos para
partículas de tamaño 5 micras y superiores.
Scrubber húmedo (depurador). Después de pasar por el ciclón, el gas aun
contiene partículas, impurezas y alquitrán, por lo que es necesario un
sistema de afinamiento de limpieza. En el scrubber el gas se limpia con
agua, haciéndola circular a contracorriente. El scrubber también actúa
como refrigerador.
Filtro de malla o de corcho. A continuación del scrubber se hace circular
el gas por el filtro de malla o corcho, que es el más restrictivo de los
sistemas de limpieza en cuanto a luz de paso. En este filtro, cualquier
condensación de agua para el flujo por el aumento de la pérdida de
presión en él. Es por ello que algunos sistemas de gasificación hacen
pasar el gas caliente por el filtro de malla y después los dirigen al
refrigerador. Como los gases están todavía por encima del punto de
rocío, no se da condensación en el filtro.
231
Figura 58. Línea de proceso de sistema de gasificación estándar [196]
Existe una importante pérdida de carga en todo el proceso de gasificación, y en
el diseño debe asegurarse una caída de presión no superior a 1 m c.a. (0,1 bar).
5.8.2. Sistemas de Generación Eléctrica
Los equipos más utilizados para generar energía eléctrica a través del gas
generado en la gasificación, son los motores de combustión interna. Ambos
tipos de motores, tanto los de encendido por chispa, como los de encendido
por compresión han sido utilizados. En principio cualquier motor puede ser
convertido para funcionar plenamente o parcialmente con gas. Sin embargo en
la practica real, hacer funcionar un motor de forma interrumpida por largos
periodos de tiempo sin problemas no es fácil de conseguir.
Actualmente se usan motores diésel o gasolina para la combustión de los gases
de gasificación. Pero si bien es cierto que existen diferencias entre los
232
combustibles diésel y gasolina en relación al gas, también es lógico pensar que
se desarrollen motores a medida para acoplarlos a los procesos de gasificación.
5.8.2.1. Motor de encendido por chispa
Cuando un motor de encendido por chispa es convertido para funcionar con
gas reduce su potencia en un 40-50%. La reducción es principalmente
producida por la baja densidad energética del gas producido. Ello conlleva una
pérdida de potencia de aproximadamente un 30%. El otro 10-20 % se pierde en
las válvulas de admisión y en las conducciones.
Las modificaciones que un motor de encendido por chispa requiere para
funcionar con gas son mínimas. Generalmente en función de la relación de
compresión del motor y velocidad de giro, el tiempo de ignición debe ser
avanzado unos 30-40º. Esto es hecho por la baja velocidad de la llama en
relación a la gasolina. Por ello son más eficientes en motores de baja velocidad.
Por lo que motores de 1500 a 2500 rpm son ideales para esta aplicación.
Debe ser puntualizado que en general el rendimiento medio de un motor de
combustión interna no disminuye aunque si lo haga la potencia. Sin embargo,
no se han hecho comparaciones con y sin gas en los distintos motores, dada la
variabilidad de composición de los gases producidos. Se pueden considerar
siendo conservadores, rendimientos en torno a un 15-20%.
5.8.2.2. Motor de encendido por compresión
Un motor de compresión o diésel no puede ser operado solamente con gas,
sino que es necesaria la inyección de una pequeña cantidad de diésel. Esto es
233
porque el gas no puede inflamarse por si solo en esas condiciones de presión.
Por lo tanto para este tipo de motores, existen 2 opciones:
Motores de combustible mixto gas-diésel
Convertirlos en motores de encendido por chispa
Desde que los motores diésel tienen ratios de compresión de 16-20 y funcionan
a menos revoluciones que los motores de gasolina, son los ideales para
hacerlos funcionar con gas y con encendido por chispa. Sin embargo, la
conversión del motor es costosa y no justifica la inversión.
Es por ello que los motores diésel que funcionan con gas, lo hacen con
combustible mixto gas-diésel.
Debido al alto ratio de compresión y las bajas velocidad de revolución, la
devaluación de potencia de los diésel es solo del 15 al 30%. Esto es mucho
mejor que en los motores de gasolina, que aunque funcionen en modo mixto
de combustible siguen teniendo una pérdida de potencia del 40 al 50%.
En una media, un motor diésel puede funcionar con un 15-20% de su consumo
original de diésel y el resto de gas. Generalmente el motor es arrancado con
diésel y mientras se produce el arranque progresivo del sistema de gasificación,
manteniendo en este caso el motor a ralentí. El rendimiento del motor en este
caso es de un 25%. Así que aproximadamente, en este tipo de motores para
producir 1 kWh se requiere de 1 kg de biomasa y 0,07 l de diésel.
En ambos tipos de motores, tanto diésel como gasolina, la introducción del gas
es a través de una válvula de T, desde donde una de sus secciones el gas es
succionado. Así que con esta válvula se sustituye el complicado sistema de
carburador. Muchos equipos han sido desarrollados para introducir la mezcla
aire-gas de forma eficiente en los motores.
234
5.8.3. Sistemas de Transferencia Directa de Calor
Son aquellos en los que el gas es quemado directamente en un horno o
caldera. La ventaja de este proceso en relación a la combustión directa de la
biomasa es que se obtiene una transferencia de calor controlada y una mayor
temperatura de llama. Como en este caso la quema es directa, la calidad del
gas no es tan importante como en el caso del uso en motores, por lo que los
sistemas de limpieza y refrigeración son menos exigentes.
Tienen gran interés en aplicaciones agrícolas como los procesos de secado.
La mayor parte de los gasificadores de transferencia de calor directa, son de
tipo updraft ( a contracorriente) o de lecho fluidizado. La mayor parte son para
aplicaciones en hornos.
Siendo la producción del gas irregular y fluctuante con el tiempo, podría ser
algunas veces necesario tener un depósito pulmón de gas. Este podría
proporcionar una calidad uniforme de gas. Sin embargo este tipo depósitos no
se suelen instalar.
Debido al bajo contenido energético del gas producido (aprox. 5 MJ/m3 N), son
necesarios quemadores especiales. La temperatura adiabática de llama del gas
producido es de unos 1400 º C. Las temperaturas más altas que se den pueden
en las distintas aplicaciones están en torno a los 1000-1200 º C. Considerar
temperaturas más altas puede ser un error.
5.9. ELECCIÓN DE LA TECNOLOGÍA
La elección de la tecnología se basa en tres aspectos principalmente [6]:
El tipo de biomasa, cantidad, composición química y parámetros físicos.
235
Necesidades energéticas a satisfacer en la gasificación, ya sea para la
producción de energía eléctrica y calor, o bien producción de algún
combustible líquido
Factores económicos y medioambientales
Si el objetivo final, es la producción de energía eléctrica, se puede optar por las
siguientes tecnologías para transformar el syngas en energía mecánica:
Motores de combustión interna
Turbinas de Gas
Pilas de Combustible
Motor Stirling
Estas tecnologías son muy exigentes respecto a la limpieza de los gases
(partículas), y las posibles emisiones contaminantes (alquitranes). Pero hoy en
día existen tecnologías que garantizan la producción de un syngas de calidad,
cumpliendo con las normativas sobre emisiones medioambientales.
En España, se está teniendo un gran interés por plantas de gasificación de
biomasa de entre 7000 y 8000 toneladas/año de biomasa, dado que las
concentraciones de la misma no es muy abundante, pero si en estas
proporciones. Ello posibilita que se puedan cubrir bien con turbinas de gas o
motores de combustión, necesidades de cogeneración, donde existen
simultáneamente necesidades de electricidad y calor.
236
5.10. PRINCIPALES RAZONES QUE JUSTIFICAN LA
GASIFICACIÓN DE LA BIOMASA
Aunque la conversión energética de la biomasa son técnicas muy antiguas,
sobre todo en lo que se refiere a la combustión y la gasificación, existe de
nuevo un interés en estas tecnologías principalmente por los siguientes
motivos [168]:
Renovabilidad
Beneficios medioambientales
Beneficios sociopolíticos
5.10.1. Renovabilidad
Los combustibles fósiles proporcionan energía primaria a la sociedad de forma
muy eficiente, y además las tecnologías que los utilizan están muy
desarrolladas. Sin embargo, estos son combustibles finitos y no renovables. La
Biomasa, por el contrario, crece y se renueva. La cosecha de este año, volverá a
ser cosecha el año que viene y así sucesivamente. Al contrario que con los
combustibles fósiles, el consumo energético responsable, no agotará los
recursos renovables, y este es el motivo por el que estos están creciendo
rápido.
En contra del uso por ejemplo de la madera para conversión energética está el
que los bosques depuran la atmósfera absorbiendo CO2 y emitiendo O2 [168].
Pero también es cierto que los bosques no controlados, también pueden
contaminar la atmósfera, si se da por ejemplo un incendio. O también los
arboles dejan de absorber CO2 cuando mueren, y en su proceso de
237
descomposición emiten CH4, que produce contaminación atmosférica. Es por
ello, que la optimización de aprovechamientos forestales, con nuevas
plantaciones después de su corte, y con unas políticas de gestión forestal que
evite los incendios, pueden alcanzar un equilibrio de aprovechamiento
energético y de una existencia razonable de estos como pulmón terrestre que
permita una garantizada salud atmosférica.
5.10.2. Beneficios Medioambientales
Con el aumento del calentamiento global, la necesidad de reducir las emisiones
de Gases de Efecto Invernadero (GEI), se hace más que necesaria.
Contaminantes atmosféricos como NO2, SO2, Hg y otros, ya no es aceptable
como lo era en el pasado.
Con la biomasa, las emisiones de CO2 en su conversión energética son
equilibradas con la absorción de CO2 que estas hacen en su ciclo de vida. No
habría que descuidar las emisiones de CO2 que la biomasa provoca en la
logística de la misma, para que este equilibrio se mantenga y no se produzcan
desajustes que provoquen fuentes nuevas de contaminación atmosférica por
decisiones de aprovechamiento energético inadecuadas.
Los principales contaminantes atmosféricos que se reducen con el
aprovechamiento energético de la biomasa son los siguientes:
Emisión de dióxido de carbono. La emisión neta de CO2 por la
combustión de la biomasa a la atmósfera se considera nula. Para nuevas
plantas de generación eléctrica, técnicas de secuestro del CO2 en los
gases de combustión se están convirtiendo en un requisito. En
comparativa de las plantas de gasificación y de combustión, el secuestro
238
del CO2 es más sencillo en las primeras, ya que este se encuentra en
mayor concentración en los gases de escape.
Eliminación de sulfuros. La mayor parte de la biomasa fresca contiene
muy pocos sulfuros. Los residuos sólidos urbanos y los fangos de las
depuradoras, sí que contienen algunos sulfuros que deben ser
capturados con calizas. Algunos combustibles biomásicos, también
contienen algo de calcio que ayuda a la eliminación de los sulfuros. En
las plantas de combustión, los sulfuros son eliminados por técnicas de
absorción.
Eliminación de nitrógeno. Un sistema de combustión con combustibles
fósiles puede oxidar el nitrógeno en NO, el precursor de la lluvia ácida, o
en N2O, un gas de efecto invernadero. Ambos son difíciles de eliminar. En
los sistemas de gasificación, el nitrógeno aparece en forma de N2 o NH3,
el cual es eliminado fácilmente en el sistema de limpieza de gases.
Impurezas y otros gases peligrosos. Otros contaminantes tóxicos como
las dioxinas y furanos, que pueden encontrarse en un sistema de
combustión, no es muy probable que aparezcan en sistemas de
gasificación (este tema es discutido según expertos). Las partículas que
contienen los gases en la gasificación son reducidas en relación a los
sistemas de combustión de uno a dos órdenes de magnitud.
5.10.3. Beneficios Sociopolíticos
Los beneficios sociopolíticos de la biomasa son sustanciales. La biomasa es un
gran recurso energético local. Para que una planta de transformación
energética de biomasa sea viable, la distancia de la que procede la biomasa
debe de ser tenida en cuenta. Con la implantación de la biomasa en un
239
entorno, se desarrollan sectores locales agrícolas, de recogida y de transporte,
creando con ello empleo.
También al aprovechar recursos energéticos propios, se reduce la necesidad de
importar recursos energéticos fósiles. Dada la situación actual de inestabilidad
de precios de los combustibles precios, el poder contar con recursos
energéticos propios reduce la situación de incertidumbre.
5.11. ATRACCIÓN COMERCIAL DE LA GASIFICACIÓN
Las razones por las que la gasificación de biomasa son atractivas para industrias
y negocios, especialmente en el sector de la energía son las siguientes [168]:
Los sistemas de limpieza de humos en una planta de gasificación
downdraft son menos caros que una planta de combustión de carbón
con desulfurización, reductores catalíticos selectivos y precipitadores
electroestáticos.
La poligeneración es una característica propia de las plantas de
gasificación. Puede producir vapor de proceso, energía eléctrica a red y
gas como combustible, lo cual es una versátil producción energética.
Además para combustibles con alto contenido en sulfuros, estos sulfuros
son obtenidos como sulfuro producto de fácil separación. Lo mismo
ocurre con los combustibles con altos contenidos en cenizas, que son
fácilmente separables para su posterior utilización por ejemplo en la
industria cementera.
Para generación eléctrica, una planta IGCC puede ofrecer mejores
rendimientos (38-41%) que lo que puede alcanzar una planta de
240
combustión acoplada a turbina de vapor (22%). Por lo que los costes de
producción de la gasificación son inferiores.
El secuestro del CO2 podría volverse obligatorio en cualquier momento.
Una planta IGCC puede capturar el CO2 con la mitad de coste que lo hace
una planta convencional, porque este se encuentra en mayor
concentración en los humos de escape. Además las tecnologías de
secuestro de CO2 están más desarrolladas para gasificación que para
combustión.
En plantas que usen gas natural, se puede utilizar de forma híbrida el
consumo de gas natural y gas producido en la gasificación, con las
ventajas que de ello se deriva tanto en precios como en dependencia del
exterior.
Beneficios medioambientales, tal y como se ha descrito anteriormente.
El consumo de agua en un sistema de gasificación es mucho menor que
una planta de combustión. Además la planta puede ser diseñada para
reciclar su agua de proceso.
Las plantas de gasificación emiten cantidades menores de contaminantes
atmosféricos, como SO2, NOx y partículas.
Una planta IGCC produce menos CO2 por MWh generado que una planta
de combustión
5.12. CONCLUSIONES
La gasificación es una tecnología compleja, rígida, menos competitiva que el
resto, aún no madura y por lo tanto plantea riesgos. No supone una alternativa
sólida para la generación eléctrica.
241
En primer lugar, es problemática la elección del gasificador adecuado para un
cierto tamaño de planta, y que éste sea acorde a la biomasa a utilizar, ya que
existe una variedad de diseños y configuraciones elevada, muchas de ellas en
fase de investigación, y la biomasa no tiene un comportamiento tan regular
como los combustibles fósiles.
Por otro lado, la operación de la planta es más compleja que en la combustión,
y plantea sensibilidades a muchos parámetros que puede derivar en
inestabilidades de funcionamiento no deseadas.
Además, el régimen de operación de las plantas depende de variables que no
siempre pueden ser controladas, principalmente la homogeneidad de la
biomasa y su disponibilidad.
Podemos concluir de este estudio que:
1.- Los parámetros de mayor influencia en el proceso de gasificación son la
temperatura de reacción de gasificación y el ratio equivalente (RE). Ambos
están interrelacionados. El control de estos parámetros asegura, (i) producir un
syngas con unos contenidos admisibles de alquitranes y partículas, y (ii) que no
se generan efectos indeseados de sinterización de cenizas por elevadas
temperaturas en el reactor.
2.- La humedad de la biomasa es un parámetro de operación que reduce la
eficacia de la gasificación, ya que parte de la energía se emplea en secar dicha
biomasa. Además, humedades por encima del 15% producen variaciones en la
concentración de componentes del syngas generado, y por lo tanto de su poder
calorífico, con lo que hacen al proceso inestable. Procesos de preparación
previos de la biomasa, como la pirólisis o la torrefacción, pueden contribuir a
dar una regularidad energética al combustible, que permita estabilizar la
gasificación.
242
3.- La presencia de los alquitranes en el syngas generado es una de las
principales barreras tecnológicas para el desarrollo de la gasificación.
Actualmente se propone actuar en el gasificador, con (i) su diseño, (ii) el ajuste
óptimo de los parámetros de operación que inciden directamente en la
cantidad de alquitranes que se generan, y (iii) el empleo de catalizadores y
aditivos o, como segunda opción, la utilización de técnicas de limpieza o
conversión de los tars sobre la corriente del syngas generado.
4.- Obtenido el syngas, es difícil y costoso conseguir que éste reúna las
condiciones ideales necesarias. Además de los alquitranes, otras partículas y
cenizas deben ser eliminadas. Muchas técnicas de limpieza están también en
fase de investigación. Aun es más, los fabricantes de algunos de los equipos de
conversión energética no se comprometen a asegurar la garantía de
funcionamiento en ciertas condiciones.
Se llega según lo expuesto a la conclusión final, de que diseñar una planta de
gasificación exige tener en consideración unos factores clave, sobre los que
no se puede asegurar que se cumplirán con la exigencia necesaria durante la
operación de la planta (principalmente composición de la biomasa),
generando inestabilidades en su funcionamiento. La operación de la planta
debe ser rigurosa en su operación para que el syngas sea conforme a lo
esperado. Además la limpieza del syngas (alquitranes) sigue siendo una
cuestión sin resolver a unos costes competitivos. Estos hechos constituyen las
principales barreras tecnológicas para el desarrollo de esta tecnología.
243
Capítulo 6 SIMULACIÓN DEL PROCESO DE GASIFICACIÓN
6.1. INTRODUCCIÓN
El modelado matemático o simulación de un proceso de gasificación, debe
estar vinculado a contraste o verificación con los procesos experimentales
reales.
Un modelado del proceso de gasificación debería tener una mínima desviación
respecto al proceso real que representa. Un buen modelado debería ser útil
para [168]:
Encontrar las condiciones óptimas de operación o de diseño del
gasificador.
Identificar áreas de preocupación o peligro en la operación.
Obtener información de condiciones extremas de operación (altas
temperaturas y altas presiones) donde los experimentos son difíciles de
llevar a cabo.
Obtener información sobre un intervalo más amplio de condiciones de
operación que lo que se puede conseguir experimentalmente.
Interpretar mejor los resultados experimentales y analizar
comportamientos anormales del gasificador, si estos ocurrieran.
Facilitar el escalado del gasificador desde un tamaño que opera con éxito
hasta otro superior.
244
6.2. MODELOS DE SIMULACIÓN DE GASIFICADORES
Los modelos de simulación de gasificadores pueden agruparse en los siguientes
grupos [168]:
Equilibrio Termodinámico: predice el máximo rendimiento alcanzable de
un deseado producto según las reacciones que tienen lugar en un
gasificador. Hay que partir de la composición de la biomasa. No tiene en
cuenta la geometría del gasificador.
Cinético: incluye la variable tiempo en las reacciones. Proporciona
composiciones del producto en diferentes posiciones del gasificador.
Tiene en cuenta tanto la geometría del reactor como su hidrodinámica.
Dinámica de fluidos computacional (CFD): solucionan un conjunto de
ecuaciones simultáneamente para la conservación de la masa, el
momento, la energía y las especies sobre una región discreta del
gasificador. Se obtienen datos de distribución de temperaturas,
concentración y otros parámetros dentro del reactor.
Figura 59. Modelos de simulación de gasif icadores
245
Red neuronal artificial: es relativamente una herramienta nueva de
simulación. Trabaja como un operador experimentado, quien usa su
experiencia para predecir cómo se comportará el gasificador ante unas
determinadas condiciones. La red neuronal aprende por sí misma de los
datos experimentales existentes.
6.2.1. Modelos de Equilibrio Termodinámico
Es independiente del diseño del gasificador. Es conveniente para el estudio de
la influencia del combustible y de los parámetros de proceso.
El estado de equilibrio proporciona la máxima conversión para una
determinada reacción, por lo que se obtendrán valores máximos de
rendimiento que se podrían alcanzar en condiciones ideales.
El equilibrio químico es determinado por cualquiera de los siguientes [168]:
La constante de equilibrio
Minimización de la Energía libre de Gibbs
Las reacciones que tienen lugar son consideradas como cero dimensionales y
sin cambios con el tiempo. Un modelo de equilibrio termodinámico es efectivo
a altas temperaturas (>1500 K), donde puede mostrar útiles tendencias en las
variaciones de los parámetros de operación.
Para los modelados de equilibrio termodinámico, pueden usarse métodos
estequiométricos y no estequiométricos [168].
6.2.2. Modelos Cinéticos
Las composiciones del syngas varían a menudo significativamente de aquellas
predichas por los modelos de equilibrio termodinámicos anteriores.
246
Un modelo cinético complementa las carencias de los modelos
termodinámicos, obteniendo el rendimiento de conversión en syngas y su
composición después de un tiempo finito. Por lo que implica parámetros como
el ratio de reacción, el tiempo de residencia de las partículas, y la
hidrodinámica del reactor. Puede predecir perfiles de temperatura en el
interior del gasificador y calcular el rendimiento medio del mismo.
Es un modelo más preciso a bajas temperaturas (<800 ºC).
El modelo cinético tiene dos componentes:
La cinética de las reacciones
La hidrodinámica del reactor
6.2.3. Modelos de Red Neuronal
Una alternativa a los anteriores son los modelos de red neuronal artificial
(RNA). Un modelo RNA imita el funcionamiento del cerebro humano y
proporciona algunas características humanas en la resolución de modelos.
No puede generar una solución analítica, pero puede dar resultados
numéricos.; pudiendo tratar problemas complejos de gasificación.
6.2.4. Modelos de Dinámica de Fluidos
Computacional (CFD)
Son muy importantes en el modelado de gasificadores de lecho fluidizado.
Un modelo CFD implica una solución de conservación de masa, momentos,
especies y energía sobre una región concreta. Las ecuaciones pueden ser
escritas para un elemento, donde el flujo de cantidades de entrada y salida
sobre el elemento son conocidas con las adecuadas condiciones de contorno.
247
Un modelo CFD para gasificación incluye normalmente un conjunto de
submodelos para cada secuencia de operación como:
Vaporización de la partícula de biomasa
Pirolisis o volatilización
La reacción secundaria en pirolisis
Oxidación del char
Algunos de los programas más utilizados para las modelizaciones CFD son
ANSYS, ASPEN, Fluent, Phoenics and CFD2000.
6.3. SIMULACIÓN DEL PROCESO DE GASIFICACIÓN CON
ASPEN PLUS
La simulación del proceso de Gasificación se ha llevado a cabo con el programa
ASPEN PLUS, que se hace muy flexible por medio de programación Fortran,
permitiendo simular procesos de complejidad como por ejemplo la producción
de syngas.
El modelo está basado en los balances de masa y energía, optimizando el
proceso según los principales parámetros de operación de la Gasificación y
otras variables determinantes, como el tipo de biomasa o el agente gasificante
utilizado.
6.3.1. Condicionantes de la Simulación
Se han tenido en cuenta las siguientes premisas en el modelo de simulación del
proceso de gasificación de biomasa:
248
Se ha considerado estado estacionario, no teniendo en cuenta los
periodos transitorios de puesta en marcha y parada del proceso
Las reacciones tienen lugar en equilibrio en el gasificador sin perdidas de
presión, considerando equilibrio termodinámico y minimización de la
energía libre de Gibbs.
Todos los elementos entran en contacto con uniformidad en las
reacciones químicas que se producen.
Dado que las presiones no son muy altas, los gases se consideran gases
ideales, por lo que son de aplicación las leyes y propiedades que derivan
de esta hipótesis. Para el análisis del efecto de la variación de presión, se
ha considerado el método de cálculo de propiedades de ASPEN Peng-
Robinson con la función alfa Boston-Mathias (PR-BM), recomendado
para los procesos de gasificación y combustión, con presiones de hasta
80-90 atmósferas.
La cantidad de char generada se considera despreciable ya que se parte
de que el proceso de la gasificación debe tener un alto rendimiento de
conversión del char en syngas. Los únicos sólidos que se generan son las
cenizas de la biomasa.
6.3.2. Diagrama de Proceso del modelo en ASPEN
PLUS
El Diagrama de Proceso del modelo desarrollado en ASPEN PLUS es el que se
expone continuación:
249
25 1
100.
00
DR
YBI
OM
25 1
100.
00
ING
ASIF
Y
Q-D
EC
OM
P
400 1
100.
00S
TEA
M
700 1
200.
00
PR
OD
UC
TS
700 1
196.
53W
ET
GAS
ES
700 1
3.47
SO
LID
S
RYI
ELD
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MP
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SSPL
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SEP
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(MM
kcal
/hr)
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SEP
H2O
-GA
S
700 1
61.9
4H
2O
700 1
134.
58G
ASE
S
Figura 60. Diagrama de Proceso del Modelo 0 simulado en ASPEN PLUS
250
6.3.3. Configuración del modelo en ASPEN PLUS
La configuración del modelo simulado en ASPEN PLUS, se basa en la división de
corrientes (streams) y bloques (blocks) de distintos procesos que van teniendo
lugar en estos.
Las corrientes (streams) son principalmente de materiales y de calor o energía.
Las utilizadas en el modelo simulado son las siguientes:
CORRIENTES DE MATERIAL
DRYBIOM: Entrada de biomasa seca al proceso de gasificación.
INGASIFY: Biomasa descompuesta en sus componentes elementales
previa a su entrada al gasificador.
STEAM: Corriente correspondiente al agente gasificante que entra al
gasificador. En este modelo de partida, modelo 0, el agente gasificante
es vapor de agua.
PRODUCTS: Productos resultantes de las reacciones del proceso de
gasificación.
SOLIDS: Sólidos separados de la corriente de productos del proceso de
gasificación consistentes en las cenizas de la biomasa.
WETGASES: Syngas generado en el proceso de gasificación en el que el
agua no ha sido separada.
H2O: Agua separada del syngas generado en la parte final del proceso.
GASES: Syngas generado en el proceso de gasificación.
CORRIENTES DE CALOR O ENERGÍA
Q-DECOMP: Calor liberado en la fase de descomposición de la biomasa
seca en sus componentes elementales, que es dirigido hacia el reactor
de gasificación.
251
Q-LOST: Calor perdido en las reacciones del proceso de gasificación.
Los bloques (blocks) utilizados en el modelo simulado son los siguientes:
DECOMP: Bloque del tipo RYIELD, que tiene la función de convertir la
biomasa de entrada DRYBIOM en sus compuestos elementales. Libera
una cantidad de calor Q-DECOMP que es dirigida al reactor GASIFY.
GASIFY: Bloque del tipo RGIBBS, donde tienen lugar las reacciones del
proceso de gasificación a una temperatura y presión consignadas,
reuniendo con un contacto homogéneo a la biomasa descompuesta y al
agente gasificante (vapor en el modelo 0). De este reactor sale el calor
que se pierde a través de la corriente Q-LOST.
SEPARATE: Bloque del tipo SSPLIT, donde se produce la separación del
syngas húmedo generado en el proceso de gasificación de los sólidos
correspondientes a la biomasa de las cenizas.
H2O-GAS: Bloque del tipo SEP, que tiene la finalidad de separar del
syngas húmedo el vapor de agua, dando como resultado el syngas
generado en base seca.
6.3.4. Descripción del modelo en ASPEN PLUS
Se considera la entrada en el modelo PROCESO DE GASIFICACIÓN de biomasa
seca DRYBIOM, en el bloque de ASPEN RYIELD “DECOMP”, en el cual se
descompone el combustible en sus elementos constituyentes (corriente
INGASIFY), liberando en esta fase una cantidad de calor que es dirigida hasta el
reactor “GASIFY”.
GASIFY es un bloque del tipo RGIBBS, en el que se modeliza la gasificación de
acuerdo al equilibrio químico de las reacciones que suceden minimizando la
252
energía libre de Gibbs. En el reactor “GASIFY”, se mezclan los elementos
constituyentes de la biomasa, con el agente gasificante. Las reacciones que
tendrán lugar de acuerdo al proceso de gasificación, con predominancia de
unas o otras según las condiciones de operación, son las siguientes:
REACCIONES DEL CHAR O DE GASIFICACIÓN
R1 (Boudouard) C + CO2 2CO + 172 kJ/mol
R2 (Vapor) C + H2O CO + H2 + 131 kJ/mol
R3 (Hidrogasificación) C + 2H2 CH4 74.8 kJ/mol
R4 C + 0.5 O2 CO 111 kJ/mol
REACCIONES DE OXIDACIÓN
R5 C + O2 CO2 394 kJ/mol
R6 CO + 0.5O2 CO2 284 kJ/mol
R7 CH4 + 2O2 CO2 + 2H2O 803 kJ/mol
R8 H2 + 0.5 O2 H2O 242 kJ/mol
REACCIÓN SHIFT
R9 CO + H2O CO2 + H2 41.2 kJ/mol
REACCIONES DE METANIZACIÓN
R10 2CO +2H2 CH4 + CO2 247 kJ/mol
R11 CO + 3H2 CH4 + H2O 206 kJ/mol
R14 CO2 + 4H2 CH4 + 2H2O 165 kJ/mol
REACCIONES DE VAPOR
R12 CH4 + H2O CO + 3H2 + 206 kJ/mol
R13 CH4 + 0.5 O2 CO + 2H2 36 kJ/mol
Tabla 25 Pr incipales reacciones del proceso de gasif icación a 25 º C.
Los productos resultantes de las reacciones ocurridas en “GASIFY”, son
separadas en el bloque SSPLIT “SEPARATE”, entre el syngas (corriente
WETGASES) y las cenizas (corriente SOLIDS). A continuación, los gases son
separados del agua en otro bloque SEP “H2O-GAS”, resultando en la corriente
GASES, el syngas generado en el proceso.
253
6.3.5. Parámetros del Modelo 0
En el Diagrama de Proceso, se reflejan los siguientes parámetros, según orden
de aparición en la leyenda del mismo:
Temperatura en º C
Presión en bar
Flujo másico en kg/h
El modelo de partida o modelo 0, se ha configurado de acuerdo a los siguientes
datos de partida:
Biomasa seca en flujo másico de entrada de 100 kg/h, alimentada a 25 ºC
y presión atmosférica.
Agente gasificante vapor de agua, en flujo másico de entrada de 100
kg/h, alimentado a 400 ºC y presión atmosférica.
Consecuentemente, Ratio de Agente Gasificante/ Biomasa de valor 1.
Serrín de madera
Humedad 6.11
Análisis Inmediato wt% base húmeda
Materia Volátil
74.60
Carbono Fijo 15.82
Cenizas 3.47
Análisis Elemental wt% base húmeda
C 45.76
H 6.74
O 47.42
N 0.07
S 0.00
Cenizas 3.47
Poder Calorífico Inferior (kJ/kg) base húmeda
PCI 15.28
Tabla 26 Anál is is inmediato y elemental del serr ín de madera
Tabla 27
254
Operación del gasificador a presión atmosférica y temperatura de 700 º
C.
Tipo de biomasa: serrín con la caracterización de Análisis Inmediato y
Elemental que se muestra en la Tabla 26.
6.3.6. Variantes de simulación del modelo del
PROCESO DE GASIFICACIÓN
En el modelo se simulan los resultados del PROCESO DE GASIFICACIÓN,
aplicando siguientes variantes:
1. Temperatura del Gasificador: se variará desde 600 ºC a 1050 ºC. La
temperatura del proceso de gasificación es de los parámetros más
importantes en la conversión simulada. Se analizará como varía la
composición del syngas según la temperatura, sin olvidar que existen
temperaturas mínimas necesarias para que se tengan rendimientos
adecuados de conversión del char en syngas, así como máximas que no
se deben superar por los problemas de sinterización u otros ya
comentados anteriormente.
2. Presión del Gasificador: se variará desde 1 a 33 bar, para cotejar los
efectos de este parámetro frente a la composición del syngas generado,
y con ello de su poder calorífico inferior. No habría que descuidar el
hecho de que gasificar a presiones a superiores a la atmosférica, supone
importantes aumentos de las inversiones a llevar a cabo en las
construcciones de la plantas de gasificación.
255
3. Tipo de biomasa: se simula el proceso de gasificación con combustibles
biomásicos diferentes. Es muy importante el evaluar cuales son las
consecuencias en el syngas generado de la posible variación en el
combustible biomásico de entrada al proceso de gasificación. Hay que
matizar que se tienen en cuenta en la simulación la caracterización
química de la biomasa y no sus características físicas o de otra índole.
4. Ratio de agente gasificante/ biomasa (kg agente gasificante/kg
biomasa): se simula la sensibilidad de estos ratios entre 0,1 y 1,8; en
primer lugar se lleva a cabo esta simulación para el agente gasificante
vapor correspondiente al modelo 0. Es importante encontrar el óptimo
de este ratio, ya que valores inferiores llevarán a que no se genera la
energía necesaria para que se alcancen rendimientos importantes de
gasificación, mientras que ratios demasiado altos llevarán al proceso a
aproximarse a un proceso de combustión completa, a costa de quemar
compuestos del syngas, reduciendo por lo tanto la cantidad de syngas
generado.
5. Agente Gasificante: se simula el proceso de gasificación con los
siguientes agentes gasificantes: aire, vapor, oxígeno, dióxido de carbono
y mezclas de aire-vapor. Se varía a la par los ratios de agente gasificante/
biomasa desde 0,1 hasta 1,8, ya que en función del agente gasificante,
los ratios óptimos varían. Existen diferencias importantes en el poder
calorífico inferior del syngas que se genera en función del agente
gasificante utilizado, así como importantes diferencias de los costes de
los mismos, por lo que deben analizarse las diferentes composiciones de
syngas obtenido con cada agente gasificante, para analizar cuál es el más
conveniente en cada caso.
256
6.4. RESULTADOS Y DISCUSIÓN DE LA SIMULACIÓN DEL
PROCESO DE GASIFICACIÓN
Se muestra a continuación la discusión de los resultados obtenidos, partiendo
del modelo 0 o de partida, a partir del cual, se realizaron las variantes
expuestas en el apartado anterior.
6.4.1. Resultados del modelo 0 de partida
En el modelo 0 de partida, con vapor como agente gasificante, y reacciones en
el gasificador a 700 º C y presión atmosférica, las fracciones volumétricas
estándar de los principales componentes del syngas generado son las
siguientes:
CO H2 CO2 CH4
0.1894 0.6102 0.1954 0.0046
Tabla 28 Resultados en fracción volumét r ica estándar del syngas del
modelo 0
Donde se puede observar el alto valor de hidrógeno H2 (61,02%) generado
atribuido a la reacción “water shift reaction” y a las “steam reforming
reactions”, seguido de CO2 (19,54%) y CO (18,95%). Que el valor de CH4 (0,47%)
sea bajo se debe a que ha sido consumido en las citadas “steam reforming
reactions”.
R2 (Water Gas) C + H2O CO + H2 + 131 kJ/mol
R12 CH4 + H2O CO + 3H2 + 206 kJ/mol
R13 CH4 + 0.5 O2 CO + 2H2 36 kJ/mol
Según la composición del syngas generado, el valor del poder calorífico inferior
(PCI) de este asciende a 9,08 MJ/m3.N.
257
Los resultados en detalle obtenidos en el modelo 0 se muestran en la siguiente
tabla:
DRYBIOM GASES STEAM WETGASES
Temperature C 25 700 400 700
Pressure kg/sqcm 1.02 1.02 1.034 1.034
Mass VFrac 0 1 1 1
Mass SFrac 1 0 0 0
*** ALL PHASES ***
Mass Flow kg/hr 100 134.584 100 196.526
Volume Flow cum/hr 0.08 715.523 306.522 980.457
Enthalpy MMkcal/hr 0.056 -0.16 -0.303 -0.338
Density gm/cc 1.256 < 0.001 < 0.001 < 0.001
Mass Flow kg/hr
H2O 100 61.943
N2 0.056 0.056
O2
NO2
NO
S
H2 10.878 10.878
CL2
HCL
C
CO 46.931 46.931
CO2 76.054 76.054
CH4 0.663 0.663
BIOMASS 100
ASH
Tabla 29 Resultados de las corr ientes pr incipales del modelo 0
6.4.2. Efecto de la Temperatura del Gasificador
La temperatura de reacción es uno de los parámetros más importantes. Según
Enami et al [197] es el parámetro más significativo en la gasificación.
258
Los resultados obtenidos en la simulación, variando el modelo 0 de partida
desde 600 a 1050 ºC, son los que aparecen en el siguiente gráfico, donde se
observa un máximo de fracción de volumen de H2 en torno a 700 º C y el
aumento de la fracción en volumen de CO con el aumento de temperatura. El
aumento de CO se debería al predominio de las reacciones Boudouard y wáter
gas reaction, las cuales requieren de aporte de energía, por lo tanto de mayor
temperatura.
R1 (Boudouard) C + CO2 2CO + 172 kJ/mol
R2 (Water Gas) C + H2O CO + H2 + 131 kJ/mol
Figura 61. Variación de la composición del syngas con la temperatura, con
agente gasificante vapor.
Los resultados de la simulación coinciden con varios autores en el hecho de que
al aumentar la temperatura, se aumenta la concentración de CO y H2 del
Sensitivity TEMPERATURE
TEMPERATURE º C
Sta
ndar
d V
olum
e F
ract
ion
%
600 630 660 690 720 750 780 810 840 870 900 930 960 990 1020 1050
0.05
0.1
0.15
0.2
0.25
0.3
0.35
0.4
0.45
0.5
0.55
0.6
0.65
CO H2 CO2 CH4
259
syngas, y se reduce la de CO2 y CH4 [197, 198]. Se detallan a continuación
algunos ejemplos de casos concretos reales:
Un reactor downdraft alimentado con serrín y con vapor como agente
gasificante, con objetivo principal la producción de H2 para alimentar una célula
de combustible SOFC, fue configurado para operar entre 750 y 1150 º C, a
presión atmosférica, según Abuadala [78].
En un reactor de lecho fluidizado burbujeante con vapor (utilizado éste como
agente gasificante y fluidizador), al aumentar la temperatura de reacción
manteniendo la relación de vapor/biomasa constantes, se incrementan los
contenidos en H2 y CO del syngas generado, disminuyendo los contenidos en
CO2 y CH4, siendo este hecho variable según los tipos de biomasa utilizados.
Este fenómeno fue observado experimentalmente y luego modelizado en el
rango de temperaturas de 650 ºC a 800 ºC con una tendencia constante [179].
En un reactor de lecho fluidizado con aporte de calor indirecto o externo y
vapor como agente gasificante, se comprobó como el aumento de
temperaturas desde 750 a 840 ºC permitía una importante reducción de
alquitranes en el syngas generado, así como un syngas de mayor contenido en
H2 y CO, disminuyendo sus contenidos en CH4 y CO2 [181].
En un reactor de lecho arrastrado las temperaturas son más altas, pudiendo
estar en torno a los 1300-1500 ºC. Con el aumento de la temperatura del
reactor, se incrementan los contenidos de H2 y CO y disminuyen los
contenidos en CO2 y CH4 del syngas generado [170]. Este hecho es importante,
ya que el H2 y CO son los componentes del syngas más determinantes en su
calidad. El aumento de temperatura mejora la calidad del syngas.
Todos los autores expuestos coinciden con los resultados obtenidos en la
simulación llevada a cabo. Una línea de investigación a continuar sería estudiar
260
como mejora la calidad del syngas en cuanto a tars y otras partículas por efecto
de la temperatura en el proceso de gasificación.
El PCI del syngas generado en función de la temperatura, evoluciona según se
muestra a continuación, de acuerdo a los componentes del syngas,
aumentando de forma importante según aumenta la temperatura. Las
limitaciones de estas temperaturas están en:
- Operar a temperaturas bajas: Disminuir la temperatura deriva en una
menor conversión del char (disminuyendo la eficiencia del proceso) y una
mayor concentración de tars en el syngas generado (limita su uso en
ciertos equipos de conversión eléctrica) [199].
-
- Operar a altas temperaturas: Sobrepasar ciertas temperaturas,
dependiendo del tipo de combustible, puede derivar en problemas de
aglomeración y sinterización de cenizas. Los principales problemas
derivados del proceso de gasificación tienen que ver con la temperatura.
Si ésta aumenta mucho, pueden darse problemas de sinterización,
aglomeración, erosión y corrosión. Los metales alcalinos como el potasio,
pueden dar lugar a silicatos alcalinos y sulfatos, que tienen puntos de
fusión incluso por debajo de los 700 ºC, pudiendo quedar adheridos a las
paredes del reactor formando depósitos que disminuyen la eficiencia del
proceso. Además, la presencia de estos compuestos en el syngas puede
causar problemas similares en los equipos de conversión a energía
eléctrica que reciban el gas generado [101].
261
Figura 62. Variación del poder calorífico inferior del syngas con la
temperatura, con agente gasificante vapor.
6.4.3. Efecto de la Presión del Gasificador
Según la presión utilizada, se habla de dos tipos de procesos de gasificación: a
presión atmosférica o presurizados (a presiones superiores). Estos últimos son
más eficientes, pero también implican costes de inversión más elevados.
Al aumentar la presión de operación de los gasificadores, se reduce la cantidad
de char y de tar del syngas generado. Además, el syngas se obtiene ya
presurizado para posteriores aprovechamientos en equipos de conversión final,
como motores o turbinas [101].
Según Klimantos et al., los sistemas de gasificación con ciclo combinado,
basados en ciclos presurizados acoplados a sistemas de limpieza de gases en
Sensitivity TEMPERATURE
TEMPERATURE º C
PC
I (M
J/m
3.N
)
600 630 660 690 720 750 780 810 840 870 900 930 960 990 1020 1050
9.1
9.15
9.2
9.25
9.3
9.35
9.4
9.45
9.5
9.55
9.6
9.65
9.7
9.75
9.8
9.85
9.9
262
caliente, constituyen una de las opciones más prometedoras, alcanzando
eficiencias por encima del 40% [131]. Sería deseable una mejor difusión
comercial de las turbinas de gas para favorecer este tipo de soluciones.
Los sistemas presurizados son utilizados en plantas de grandes tamaños, pero
son antieconómicos a escalas pequeñas [88].
En la simulación llevada a cabo en ASPEN PLUS se ha variado la presión del
modelo 0 de partida, desde presión atmosférica hasta 33 bar.
Figura 63. Variación de la composición del syngas con la presión, con
agente gasificante vapor.
Se verifica cómo aumenta el contenido de metano con el aumento de la
presión, lo cual constituye un importante aporte de energía para el syngas,
aunque disminuye el H2 y el CO. Este hecho se explica debido a que la presión
provoca el cambio de sentido de equilibrio de las siguientes reacciones:
Sensitivity PRESSURE
PRESSURE (bar)
Sta
ndar
d V
olum
e F
ract
ion
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34
0.05
0.1
0.15
0.2
0.25
0.3
0.35
0.4
0.45
0.5
0.55
0.6
0.65
CO H2 CO2 CH4
263
R1 (Boudouard) C + CO2 2CO + 172 kJ/mol
R2 (Water Gas) C + H2O CO + H2 + 131 kJ/mol
R12 CH4 + H2O CO + 3H2 + 206 kJ/mol
R13 CH4 + 0.5 O2 CO + 2H2 36 kJ/mol
El efecto conseguido con el aumento de presión en poder calorífico inferior del
syngas se verifica en el siguiente gráfico, donde éste aumenta
significativamente hasta los 33 bar.
Figura 64. Variación del poder calorífico inferior del syngas con la presión,
con agente gasificante vapor.
6.4.4. Efecto del tipo de biomasa
Se afirma en ocasiones que se le presta poca atención a la biomasa que va a ser
utilizada en un proceso de gasificación, y que se centra la atención en el diseño
Sensitivity PRESSURE
PRESSURE (bar)
PC
I (M
J/m
3.N
)
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34
9.5
1010
.511
11.5
1212
.5
CO*12.6+ H2*10.7+ CH4*35.8
264
tecnológico de la planta, ajeno al combustible, y que de ello derivan muchos
problemas operacionales.
Atendiendo al combustible, la biomasa es una mezcla heterogénea de materia
orgánica y, en una menor proporción, de materia inorgánica, incluyendo
varias fases sólidas y líquidas con diferentes contenidos.
La diversidad de combustibles biomásicos (residuos agrícolas, cultivos
energéticos, residuos forestales, residuos industriales…) hace imprescindible
una meticulosa caracterización de los mismos, que influirá directamente en el
diseño de la planta de generación eléctrica en la que vayan a ser convertidos
energéticamente. Este paso debe ser previo a la elección de la tecnología a
emplear para evitar posteriores problemas.
Actualmente se estima necesaria una profundización en el estudio y
caracterización de la biomasa aprovechable con fines energéticos, ya que no se
tiene el mismo conocimiento de estos combustibles que sobre combustibles
fósiles como el carbón [200]. Por ejemplo, algunos biocombustibles como la
cáscara de avena, han dado resultados insatisfactorios en procesos de
gasificación, produciendo un syngas de muy bajo poder calorífico [201], por lo
que no se recomienda su uso en este tipo de procesos.
Vaezi et al [202] desarrollaron un algoritmo numérico que simula la gasificación
de 80 tipos de biomasa lo cual permite seleccionar el tipo de combustible
biomásico más adecuado para obtener un syngas de una determinadas
características en un reactor de lecho móvil/fijo atmosférico.
En la simulación llevada a cabo, se han analizado los efectos de variar en el
proceso de gasificación 4 tipos de biomasa incluyendo también el coque como
referencia de otro combustible de mayor contenido en carbono, manteniendo
constantes el resto de parámetros del modelo 0 de partida. Estos son los datos
de análisis elemental e inmediato de las biomasas utilizadas:
265
Coque Paja de trigo
Pino Olivo Sarmiento
Humedad 2.00 12.10 8.00 15.00 15.00
Análisis Inmediato wt% base seca
Materia Volátil
12.40 73.60 76.30 78.1 76.60
Carbono Fijo 87.00 18.50 18.10 18.90 20.70
Cenizas 0.58 7.90 3.00 3.00 2.70
Análisis Elemental wt% base seca
C 87.70 45.60 47.20 49.80 49.00
H 2.80 5.70 5.70 6.00 5.70
O 8.40 40.00 39.20 40.40 41.80
N 0.82 0.70 2.20 0.70 0.70
S 0.88 0.09 0.09 0.06 0.05
Cenizas 46.50 7.90 5.60 3.00 2.70
Poder Calorífico Inferior (kJ/kg) base humeda
PCI 15.11 14.47 16.36 15.78 15.18
Tabla 30 Anál is is inmediato y elemental de las biomasas simuladas
Los resultados del syngas obtenido en fracción de volumen estándar de sus
componentes principales para cada tipo de biomasa fueron los siguientes:
Figura 65. Resultados de composición de syngas según combustible
0% 20% 40% 60% 80% 100%
Wheat Straw
Pine Wood
Olive Tree
Wine Tree
Coke
Wheat Straw Pine Wood Olive Tree Wine Tree Coke
CO 0,188 0,206 0,194 0,191 0,463
H2 0,608 0,597 0,608 0,602 0,328
CO2 0,197 0,182 0,190 0,200 0,017
CH4 0,004 0,006 0,005 0,005 0,176
Syngas generado con diferentes combustibles
266
Se observa cómo los 4 combustibles biomásicos comparados no varían mucho
en la composición del syngas generado, y esto es conforme a que sus análisis
elementales e inmediatos son similares, a pesar de ser biomasas diferentes. El
contenido de CH4 es el menor de los 4 gases analizados. Por referenciar, se ha
incluido simulación del syngas generado por el coque, se observa como
aumenta mucho el contenido de CO y CH4 disminuyendo de forma importante
el H2.
El PCI del syngas generado con cada combustible analizado se presenta en la
siguiente tabla:
Figura 66. Resultados de PCI según combustible
Se comprueba como el poder calorífico inferior PCI (MJ/m3.N) de cada syngas
generado según combustible biomásico varía desde 9,00 hasta 9,20 MJ/m3.N,
por lo que se puede concluir que son bastante similares. En comparación con el
syngas generado con coke, que alcanza el valor de 15,65 MJ/m3.N.
0,000 5,000 10,000 15,000 20,000
Wheat Straw
Pine Wood
Olive Tree
Wine Tree
Coke
Wheat Straw Pine Wood Olive Tree Wine Tree Coke
PCI (MJ/m3N) 9,027 9,208 9,133 9,009 15,650
PCI (MJ/m3N)
267
6.4.5. Efecto del Ratio agente gasificante-biomasa
El ratio agente gasificante es la relación entre el agente gasificante y la
biomasa que alimentan el reactor (kg gasificante/kg biomasa).
En la simulación llevada a cabo, partiendo del modelo 0, se ha modificado el
ratio agente gasificante (vapor)/biomasa desde el valor de 0,09 hasta 1,79,
siendo estos los resultados obtenidos:
Figura 67. Variación de la composición del syngas con el ratio
gasificante/biomasa con vapor
Se observa como aumenta el contenido en H2 y CO2 conforme lo hace el ratio
vapor/biomasa, mientras que disminuye el contenido de CO y CH4.
En gasificadores de lecho fluidizado interconectados, donde la gasificación y la
combustión se llevan a cabo de forma separada, se ha demostrado que existe
Sensitivity ST EAM/BIOMASS
Ratio Steam/Biomass
Sta
ndar
d V
olum
e F
ract
ion
%
0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 1.8
0.05
0.1
0.15
0.2
0.25
0.3
0.35
0.4
0.45
0.5
0.55
0.6
0.65
CO H2 CO2 CH4
268
un valor de vapor/biomasa en el que se alcanzan valores máximos de
producción de H2 en el syngas generado con valores mínimos de tars generados
[180], por lo que este hecho debería estudiarse de manera adicional.
El mismo efecto fue encontrado en reactor de lecho fluidizado con aporte de
calor indirecto o externo, donde los alquitranes se reducían al aumentar el
ratio vapor/biomasa de 0,83 a 1,2, siendo este efecto más pronunciado
conforme aumentaban las temperaturas [181]. Se conseguía además un syngas
de mayor contenido en H2 y CO, disminuyendo sus contenidos en CH4 y CO2,
siendo estos datos coincidentes con los resultados obtenidos en la simulación.
En un Sistema de Gasificación de Lecho Fluido de Circulación Externa, Zou et al
[183] demostraron experimentalmente que el ratio vapor/biomasa óptimo era
de 1,2, obteniendo 35 % de H2 y 12% de CO. Según experimentaron Hernández
et al [178] en lechos arrastrados, un aumento del ratio S/B promueve la
reacción “CH4 steam reforming” y la reacción WGS (water-gas shift).
R2 (Water Gas) C + H2O CO + H2 + 131 kJ/mol
R12 CH4 + H2O CO + 3H2 + 206 kJ/mol
R13 CH4 + 0.5 O2 CO + 2H2 36 kJ/mol
6.4.6. Efecto de los agentes gasificantes
Entre los agentes gasificantes, el aire es el más utilizado por su economía. Con
aire se obtiene un syngas de menor poder calorífico, debido principalmente a
su alto contenido en N2 [101]. El vapor como agente gasificante produce un
syngas de poder calorífico medio y sus costes son intermedios entre el aire y el
oxígeno. El oxígeno es el agente gasificante necesario para las aplicaciones más
269
avanzadas y el de mayor coste [88]. También es posible utilizar CO2 como
agente gasificante o una mezcla de todos los anteriores [101].
En la simulación llevada a cabo, se ha realizado en primer término, un análisis
de lo que variaba la simulación del modelo 0 de partida al cambiar el agente
gasificante de vapor a los que aparecen a continuación, obteniendo los
resultados que se muestran, variando en todos ellos el ratio agente
gasificante/biomasa desde 0,1 a 1,8.
Aire
Figura 68. Variación de la composición del syngas con el ratio
gasificante/biomasa con aire
Sensitivity AIR/BIOMASS
Ratio Air/Biomass
Sta
ndar
d V
olum
e F
ract
ion
%
0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7
0.05
0.1
0.15
0.2
0.25
0.3
0.35
0.4
0.45
0.5
CO H2 CO2 CH4
270
En relación al caso del Modelo 0 que utiliza vapor como agente
gasificante, se observa que el H2 cae bruscamente con el aumento del ratio
aire/biomasa, lo que va provocar que el syngas generado con aire tenga un
poder calorífico inferior menor. El resto de componentes del syngas CO2, CO y
CH4 muestran tendencias similares al caso vapor como agente gasificante.
Por lo tanto, la principal diferencia entre gasificar con aire y vapor, es que con
el vapor se potencia la generación de hidrógeno.
Oxígeno
Figura 69. Variación de la composición del syngas con el ratio
gasificante/biomasa con oxígeno
Sensitivity OXYGEN/BIOMASS
Ratio Oxygen/Biomass
Sta
ndar
d V
olum
e F
ract
ion
%
0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 1.8
0.05
0.1
0.15
0.2
0.25
0.3
0.35
0.4
0.45
0.5
0.55
0.6
0.65
0.7
0.75
0.8
0.85
0.9
0.95
1
CO H2 CO2 CH4
271
Se evidencia según los resultados obtenidos para el oxígeno como agente
gasificante, como aumenta de forma importante el CO2 disminuyendo H2, CO y
CH4, llegando al ratio 1,2, que se correspondería con la combustión completa
de la biomasa, donde no existen gases inquemados. Es decir, con oxígeno como
gasificante habría que trabajar con ratios pequeños donde es alta la fracción en
volumen de H2 y CO (entre 0,2 y 0,3), que son los principales portadores de la
energía del syngas generado. En gasificadores de lecho arrastrado, con
oxígeno como agente gasificante, se recomiendan valores de 0,4 en el ratio
oxígeno-biomasa [170].
CO2
Figura 70. Variación de la composición del syngas con el ratio
gasificante/biomasa con CO2
Sensitivity CARBON DIOXIDE/BIOMASS
Ratio Carbon Dioxide/Biomass
Sta
ndar
d V
olum
e F
ract
ion
%
0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 1.8
0.05
0.1
0.15
0.2
0.25
0.3
0.35
0.4
0.45
0.5
0.55
CO H2 CO2 CH4
272
El crecimiento del CO2 con ratio CO2/Biomasa es lineal para este agente
gasificante. Debido al contenido en carbono del CO2, se observa como se
mantiene más constante la fracción en volumen de CO en el syngas generado
con un máximo en torno al ratio 0,7. Las caídas en el H2 y CH4 se mantienen de
forma similar al caso de agente gasificante con aire.
Mezcla de aire y vapor, fracción molar de 0,6 y 0,4 respectivamente
Figura 71. Variación de la composición del syngas con el ratio
gasificante/biomasa con aire-vapor (60-40% molar)
Sensitivity AIR-STEAM/BIOMASS
Ratio Air-Steam/Biomass
Sta
ndar
d V
olum
e F
ract
ion
%
0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 1.8
0.05
0.1
0.15
0.2
0.25
0.3
0.35
0.4
0.45
CO H2 CO2 CH4
273
En relación al modelo 0, con vapor como agente gasificante, la principal
diferencia observada es la caída más fuerte de la fracción en volumen de H2 (en
el caso vapor su tendencia era de aumento), teniendo éste un máximo en torno
a 0,5 de ratio. El resto de tendencias es muy similar para el CO, CO2 y CH4
respecto a los resultados obtenidos en el modelo 0.
Mezcla de aire y vapor, fracción molar de 0,3 y 0,7 respectivamente
Figura 72. Variación de la composición del syngas con el ratio
gasificante/biomasa con aire-vapor (30-70% molar)
Sensitivity AIR-STEAM/BIOMASS
Ratio Air-Steam/Biomass
Sta
ndar
d V
olum
e F
ract
ion
%
0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 1.8
0.05
0.1
0.15
0.2
0.25
0.3
0.35
0.4
0.45
0.5
CO H2 CO2 CH4
274
Con el aumento de vapor en el agente gasificante aire-vapor, se consiguen
aproximar los resultados obtenidos a los del modelo 0, suavizando de forma
importante la caída de la fracción de volumen de H2 con el aumento del ratio
de agente gasificante/biomasa. Lo cual indica que el vapor es muy adecuado
para producción de H2 aun en ratios elevados. La producción de H2 presenta un
máximo para un ratio en torno a 0,7. El resto de componentes CO, CO2 y CH4
mantienen tendencias similares al caso anterior. La producción de H2 es más
sensible a los cambios de ratio gasificante/biomasa cuando el aire está
presente [178].
El efecto de mezclar vapor con aire fue estudiado por Hernández et al [178] en
un gasificador de lecho arrastrado. Los resultados obtenidos muestran que hay
un intervalo óptimo de vapor en la mezcla con aire (40% aire-60%vapor;
fracción molar), para el cual se obtiene la mayor eficiencia del proceso.
Es de destacar, que con el aumento de los ratios de agente gasificante sobre la
cantidad de biomasa gasificada disminuye el poder calorífico inferior del syngas
generado. Por ejemplo, con aire como agente gasificante si se inyecta más aire
para regular la temperatura de gasificación, con la entrada de nuevo oxígeno se
combustionan parte de los tars y gases combustibles, disminuyendo el poder
calorífico del syngas (tal como se observa en la siguiente figura). Además la
presencia de más cantidad de nitrógeno diluido es una razón para que el poder
calorífico sea inferior. Las mismas tendencias en cuanto al PCI frente al ratio
agente gasificante/biomasa se repiten para el resto de gasificantes analizados.
275
Figura 73. Variación del PCI del syngas con el ratio gasificante/biomasa con
aire
Sin embargo, al aumentar los ratios de agente gasificante sobre la biomasa,
también aumenta el flujo másico de syngas generado aun con un PCI menor.
Por lo tanto, totalizando la energía contenida en el syngas, los resultados según
cada agente gasificante son de disminución conforme aumenta el ratio agente
gasificante/biomasa, salvo en los siguientes casos:
Sensitivity AIR/BIOMASS
Ratio Air/Biomass
PC
I (M
J/m
3.N
)
0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 1.8
55.
56
6.5
77.
58
8.5
99.
510
10.5
1111
.512
12.5
1313
.5
276
CO2
Figura 74. Variación de la energía contenida en el syngas (MJ/hr) con el
ratio gasificante/biomasa con CO2
Con CO2 como agente gasificante, al aumentar el ratio CO2/biomasa, aumenta
la cantidad de energía portada por el syngas generado.
Sensitivity CARBON DIOXIDE/BIOMASS
Ratio Carbon Dioxide/ Biomass
Tot
al E
nerg
y S
ynga
s (M
J/hr
)
0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 1.8
0.04
250.
043
0.04
350.
044
0.04
450.
045
0.04
550.
046
0.04
65
SYNGAS*3 600*(CO* 12.6+H2* 10.7+CH4
277
Vapor
Figura 75. Variación de la energía contenida en el syngas (MJ/hr) con el
ratio gasificante/biomasa con vapor
Se observa cómo existe un máximo de energía portada por el syngas generado
para un ratio vapor/biomasa de entre 0,5 y 0,6, lo cual coincide con lo señalado
por la mayor parte de autores para este parámetro [203, 204].
Sensitivity ST EAM/BIOMASS
Ratio Steam/Biomass
Tot
al E
nerg
y S
ynga
s (M
J/hr
)
0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 1.8
0.04
250.
0426
0.04
270.
0428
0.04
290.
043
0.04
310.
0432
SYNGAS*3 600*(CO* 12.6+H2* 10.7+CH4
278
Mezcla de aire y vapor, fracción molar de 0,3 y 0,7 respectivamente
Figura 76. Variación de la energía contenida en el syngas (MJ/hr) con el
ratio gasificante/biomasa con aire-vapor (30-70% molar)
Se observa como existe un máximo de energía portada por el syngas generado
para un ratio agente gasificante/biomasa de entre 0,20-0,25.
Hay que hacer constar que con la mezcla de aire-vapor de fracción molar 0,6 y
0,4 respectivamente, no existe ningún ratio agente gasificante/biomasa en el
que se produzca un máximo de energía portada por el syngas generado. De la
misma forma, entre gasificantes situados con proporciones entre la relación
anterior de mezcla aire-vapor (0,3-0,7 molar respectivamente) y solo vapor,
existen máximos de energía portada por el syngas con ratios
gasificante/biomasa comprendidos entre 0,2 y 0,6 aproximadamente.
Sensitivity AIR-VAPOR/BIOMASS
Ratio Air-Vapor/Biomass
Tot
al E
nerg
y S
ynga
s (M
J/hr
)
0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 1.8
0.03
70.
0375
0.03
80.
0385
0.03
90.
0395
0.04
0.04
050.
041
0.04
150.
042
0.04
25
279
Podemos establecer como conclusión de este apartado que debe tenerse en
cuenta en función del agente gasificante, no sólo los componentes del syngas
generado sino también la energía portada por este, contemplando como
parámetros tanto el PCI como el flujo volumétrico.
6.5. CONCLUSIONES
Como consecuencia de las simulaciones llevadas a cabo se establecen las
siguientes conclusiones:
- Según el modelo 0 simulado, el vapor es un buen agente gasificante
cuando se pretende que el componente predominante en el syngas sea
el H2, habiendo conseguido una fracción en volumen estándar del 61%,
operando el gasificador a 700 º C y presión atmosférica.
- El efecto de la temperatura produce un máximo de producción de H2 en
torno a los 700 º C, y el CO aumenta conforme lo hace la temperatura,
disminuyendo las fracciones de volumen estándar de CH4 y CO2.
- Aumenta la producción de metano cuando aumenta la presión desde 1 a
33 bar, debido al cambio de sentido de equilibrio de algunas reacciones
como las reacciones de reforma del vapor. También aumenta la fracción
de volumen estándar de CO2, disminuyendo las de H2 y CO. Todo ello
deriva en un syngas de un poder calorífico inferior creciente con la
presión de operación del gasificador.
- Al simular el proceso de gasificación con 4 combustibles diferentes
(cebada de trigo, pino, olivo y vid), se comprueba como el syngas
generado es muy similar (con vapor como gasificante), variando desde
9,00 hasta 9,20 MJ/m3.N.
280
- El aumento del ratio vapor/biomasa desde 0,1 hasta 1,8, produce una
tendencia de aumento de las fracciones volumétricas de H2 y CO2, y
disminuciones de las de CO y CH4.
- Al simular el proceso de gasificación con varios agentes gasificantes en
ratios variables de 0,1 hasta 1,8, los resultados fueron los siguientes, en
relación al vapor como agente gasificante:
o Con aire cae bruscamente la producción de H2, lo cual va a derivar
en un syngas de un poder calorífico inferior menor.
o Con oxígeno, se observa cómo crece de forma exponencial la
fracción volumétrica de CO2, disminuyendo las de CO y H2 hasta
desaparecer en un ratio de 1,2 (se correspondería a combustión
completa). El ratio donde se conseguiría un syngas de poder
calorífico inferior máximo sería entre 0,3 y 0,4.
o El gasificante CO2, como aporta carbono al proceso hace que
aumente la fracción de CO y que tenga un máximo en torno al
ratio de 0,7, disminuyendo de forma importante la cantidad de H2
y CH4 generado de forma similar al gasificante aire.
o En los gasificantes de mezcla aire-vapor en distintas fracciones
molares, se observa cómo aparecen unos máximos de producción
de H2 en ratios en torno a 0,7 para ambos casos, manteniéndose el
resto de fracciones de CO, CH4 y CO2 similares en tendencias
respecto al modelo 0.
- En cuanto a la energía contenida en el syngas generado al variar los
agentes gasificantes en ratios de 0,1 a 1,8, esta disminuye conforme
aumentan los ratios de gasificante/biomasa, salvo para las siguientes
excepciones:
281
o Con CO2 como agente gasificante, al aumentar el ratio
CO2/biomasa, aumenta la cantidad de energía portada por el
syngas generado.
o En el gasificante vapor se observa como existe un máximo de
energía portada por el syngas generado para un ratio
vapor/biomasa de entre 0,5 y 0,6, lo cual coincide con lo señalado
por la mayor parte de autores para este parámetro.
o En el gasificante Mezcla de aire y vapor, fracción molar de 0,3 y 0,7
respectivamente se observa como existe un máximo de energía
portada por el syngas generado para un ratio vapor/biomasa de
entre 0,20 y 0,25.
Por lo tanto, debe tenerse en cuenta en función del agente gasificante,
no solo los componentes del syngas generado sino también la energía
portada por este, contemplando como parámetros tanto el PCI como el
flujo volumétrico.
282
283
Capítulo 7 COMPARATIVA SISTEMAS GENERACIÓN ELÉCTRICA
CON BIOMASA
7.1. INTRODUCCIÓN
Se añade en este capítulo una revisión profunda de los sistemas de generación
eléctrica con biomasa para completar todos los aspectos de la generación
eléctrica con biomasa. Sobrepasa los límites de esta Tesis Doctoral el estudio y/
o simulación de los diferentes sistemas que se exponen, trabajo que queda
abierto como línea futura de investigación.
Existe una gran variedad de sistemas de generación eléctrica con biomasa que
se pueden configurar atendiendo principalmente a los siguientes factores:
Tipo de biomasa
Cantidad de biomasa disponible
En consecuencia, potencia de la planta según su rendimiento
Logística de la biomasa, que también influye el tamaño de la planta
Otros
Con todos estos factores, se llega a una decisión de tecnología óptima a
emplear para el procesado de una biomasa concreta.
Este capítulo se centrará, cuando el sistema lo permita, en las posibilidades de
generación eléctrica que ofrecen las plantas de una potencia neta de 2 MWe.
En primer lugar, es un tamaño de planta que en el marco energético español,
es de gran interés, ya que según establece el RD661/2007 [19], 2 MWe son el
límite de potencia superior para el grupo más privilegiado en cuanto a primas
por régimen especial. En segundo lugar, hay que decir que la cantidad de
284
biomasa que este tamaño de planta requiere, puede variar entre las 15.000 y
20.000 toneladas año (según tipo de biomasa y tecnología), lo cual es bastante
razonable para poder llevar a cabo una logística adecuada en torno a la planta.
Se analizarán pues a continuación todas las posibles configuraciones de
sistemas de generación eléctrica de biomasa, y se indicarán rendimientos
eléctricos netos de cada una de ellas, además de consideraciones importantes
sobre el estado de la tecnología y su fiabilidad e funcionamiento.
La exposición se centrará en técnicas de gasificación y de combustión, aunque
no hay que olvidar que otras conversiones en estudio como la pirolisis también
permite que se produzcan líquidos para que se quemen en un motor o turbina
[82].
Enfatizar que según algunos autores, la co-combustión en plantas de carbón o
en calderas industriales, sigue siendo la opción más fiable y rentable
económicamente para la generación eléctrica [205]. Sin embargo, hay que
tener en cuenta que la co-combustión puede plantear algunos problemas como
[206]:
Corrosión y deposición debido a la alta alcalinidad de las cenizas
Fouling
Producción de ceniza volante que no reúne condiciones para la
producción cementera.
Para una planta de 150 MWe en la que se haga co-combustión con un mix de
8% de biomasa de un poder calorífico inferior de 19 MJ/kg y un carbón de 29
MJ/kg [207], con un rendimiento eléctrico neto de la planta de un 40%, el
equivalente en plantas de combustión directa de biomasa de 30% de
rendimiento es de 8 MWe, con una cantidad de biomasa de 30.600 t/año.
285
7.2. COMBUSTIÓN Y GASIFICACIÓN PARA GENERACIÓN
ELÉCTRICA
Ante la producción de calor o de energía eléctrica, la cuestión es por qué
gasificar un sólido biomásico, para que después este sea combustionado, con
las pérdidas energéticas que ello conlleva.
La respuesta está en que los rendimientos en funcionamientos estables del
proceso de Gasificación son superiores a la Combustión.
Se ha analizado en los Capítulos 4 y 5 las tecnologías de Combustión y la
Gasificación con biomasa, desde el punto de vista del proceso, y se trataron de
forma general algunas configuraciones que las plantas de generación eléctrica
podrían adoptar al funcionar con uno u otro sistema de conversión.
En el desarrollo de este Capítulo se expondrán las principales configuraciones
de los procesos de Combustión y Gasificación con biomasa para generación
eléctrica, centrándonos principalmente en los equipos aguas abajo del proceso
de conversión energética.
Equipos o sistemas aguas abajo que convertirán en función del proceso
principal, calor de la Combustión o syngas de la Gasificación en energía
eléctrica.
En función del proceso de conversión energética y los equipos aguas abajo que
generarán en su fase última la energía eléctrica quedarán determinados tanto
el rendimiento neto de generación eléctrica como los costos de inversión de la
planta. Ambos parámetros son clave en el desarrollo de la biomasa como
combustible para generación eléctrica.
286
7.3. PLANTAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA CON
BIOMASA A TRAVÉS DE LA COMBUSTIÓN DIRECTA
7.3.1. Planta Ciclo Rankine Convencional
Tal como se exponía en el capítulo sobre la tecnología de la combustión, la
tecnología más ampliamente utilizada para la generación eléctrica a través de
la quema directa de combustibles fósiles ha sido la combustión directa
acoplada a un ciclo Rankine de potencia. El aprovechamiento de la biomasa
para generación eléctrica, comenzó con esta tecnología, por ser la más
probada. Hoy en día se sigue considerando como la tecnología de mayor
fiabilidad para la generación eléctrica de biomasa, a pesar de que sus
rendimientos puedan estar por debajo de la gasificación.
Las principales etapas en rasgos generales de este tipo de sistema, conocidas
por todos, son las siguientes:
1. Sistema de alimentación y tratamiento del combustible
2. Combustión en caldera, cediendo la energía a un fluido, normalmente agua.
3. El agua se transforma en vapor y es expansionada en una turbina, cediendo
parte de su energía.
4. La energía mecánica de la turbina se transmite eje al alternador que la
transforma en energía eléctrica
5. El vapor excedentario de la turbina se conduce a un condensador, donde es
transformado en agua para poder ser bombeado de nuevo hacia la caldera.
287
Figura 77. Esquema ciclo Rankine [208]
Las calderas normalmente utilizadas serían calderas de parrillas móviles para
este tamaño de plantas (para plantas de mayor potencia se utilizan lechos
fluidizados o lechos fluidizados circulantes; [82]) y las turbinas de vapor de
condensación.
Los rendimientos típicos de este tipo de plantas para potencias de 2 MWe
pueden estar del orden del 22-23%, dependiendo del tipo de tecnología
utilizada. Puede alcanzarse un rendimiento del 24% con una turbina MAN, y
una caldera de parrillas móviles. Según Bridgwater et al. [82] en el año 1995,
los rendimientos de este tipo de plantas para 2 MWe, estaban por debajo del
20%, por lo que se observa cómo la tecnología ha ido evolucionando.
En la siguiente tabla se pueden observar rendimientos de plantas en
funcionamiento, que dependen del tipo de tecnología de combustión
empleada principalmente:
288
Autor Tecnología Escala (Mwe) Rendimento electrico
neto sobre poder calorífico inferior (%)
Turnbull Parrillas moviles 25 24
Turnbull Lecho fluidizado de
combustión 25 23
EPRI Whole Tree Energy 50 38
EPRI Whole Tree Energy 100 39
EPRI Horno combustión 50 29
EPRI Lecho fluidizado 50 29
EPRI Co-combustión 30 40
Heuvel Horno de parrillas 20 33
Heuvel Horno de parrillas 50 37
Heuvel Co-combustión 25 33
Tabla 31 Rendimientos y potencias de plantas de combustión de
biomasa según autores [96]
Los rendimientos de estas plantas se pueden aumentar con temperaturas y
presiones más altas del vapor generado y que entra a la turbina. Para plantas
de una potencia de 50 MWe se propone como temperatura máxima de
operación 540 ºC [96].
Los costes de inversión de este tipo de plantas puede que no permitan justificar
su viabilidad en este tamaño; todo dependerá principalmente de los costes del
combustible. Ya en el año 1996 se indicaban costes de plantas de combustión
directa de biomasa en torno a 1500-2000 $/kWe frente a los 500-600 $ que
costaba el ciclo combinado de gas natural, siendo además los costes de
producción de la energía eléctrica de entre 0,07 y 0,10 $/kWh para el primer
caso mientras que eran de 0,04 $/kWh con ciclo combinado. Hoy en día la
relación de costes de inversión y costes de producción no ha variado
mucho.[91].
289
Figura 78. Flujo de la energía en un ciclo Rankine [208]
En Europa se tiende a promover la producción conjunta de calor y electricidad
(cogeneración), y en algunos casos también de frio (trigeneración), con la venta
de excedente de energía eléctrica a mercado. Así se pueden alcanzar
rendimientos de hasta un 80-95% frente al 20-40% que se puede obtener en la
producción de electricidad.
Las potencias disponibles en cogeneración están comprendidas entre 1 y 20
MWe (según necesidades térmicas), con unos costes de inversión que oscilan
entre 300 y 700 €/kWtérmico.
290
Un ejemplo práctico sería la central térmica de Assens en Dinamarca [10], de
las siguientes características:
4,7 MWe y 12 MWth
Consumo de 45000 ton madera/año
Producción de astillas por medio de trituradoras móviles
Stock entre 2000 y 3000 ton de madera
Ciclo termodinámico del vapor es 77 bar-525 º C
Recuperación de calor por condensación de los humos
Eficiencia eléctrica del 21,5 % y global del 94% (80% sin condensación de
humos)
La inversión total es de 17 M€ y el coste de explotación de 200.000
€/año (excluido el combustible)
Automatización muy avanzada: 3 personas por jornada y ninguna
durante la noche
Costo de la madera es de 17 €/MWh sobre PCI
Economía del proyecto se ve facilitada por una subvención del 20%
durante la inversión y un precio de compra de la electricidad de 80
€/MWhe garantizado durante 20 años.
Entre los fabricantes de calderas, podemos citar a Vulcano Sadeca y Biochamm,
y de turbinas de vapor MAN y KKK. Todos ellos adecuados para plantas de una
escala de 2 MWe.
291
7.3.2. Planta Ciclo Orgánico Rankine (ORC)
En este tipo de plantas se produce una combustión en una caldera similar a la
de un ciclo Rankine convencional, pero en lugar de generar vapor, el calor es
transferido a un aceite térmico el cual es previamente precalentado con los
gases de escape. El aceite en un intercambiador de calor cede la energía
térmica a un fluido orgánico que se convierte en vapor y que se expande en
una turbina generando un trabajo que es transferido mecánicamente a un
alternador que genera energía eléctrica. El vapor residual es condensado,
pudiendo aprovechar el fluido de intercambio para una aplicación
cogenerativa, como secaderos de biomasa o calefacciones de distrito. A
continuación se muestra esquema de un ciclo ORC.
Figura 79. Esquema de un ciclo cogenerativo con combustión directa y ciclo
ORC [48].
292
Según Rentizelas [48], que modeliza el ciclo ORC para una planta de 1 MWe, los
resultados obtenidos fueron los siguientes:
0RC
ηel (%) 14
ηth (%) 75
ηtotal (%) 89
Ratio Eneríga eléctrica-calor (%) 18,7
Tamaño de la planta de referencia( kwel) 1000
Coste de inversión (€/kWel) 2760
Subvención en la inversión (%) 40
COP enfriador 0,733
Coste de operación y mantenimiento ( % of inv. Coste/sño) (%) 3.5
Temperatura de servicio cogeneración (ºC) 92
Temperatura de retorno cogeneración (ºC) 65
Precio compra energía eléctrica (€/MWh) 68,42
Precio aceite( €/kg) 0,5
Precio of tCO2 (€/tCO2) 15
Consumidores de calor 300
Media de longitud de red de distribución por consumidor (m) 20
Tabla 32 Resultados simulación de cic lo ORC de 1 MWe [48]
Se observa cómo el rendimiento eléctrico que se consigue con este sistema es
de un 14%, pero hay que tener en cuenta que se consigue un aprovechamiento
térmico cogenerativo con agua a 92 ºC que retorna al sistema a 65 ºC. En
cualquier caso, hay que enfatizar el precio por KWe instalado que es 2.760
€/kWe, lo cual es un precio muy alto en relación con otras tecnologías.
Turboden [209] es un fabricante italiano de turbinas de vapor y de plantas llave
en mano de combustión con ciclo ORC con biomasa, contando con unas 120
plantas instaladas en Europa, 4 de ellas en España. Según este fabricante, que
ofrece potencias eléctricas netas hasta los 3 MWe (potencia eléctrica bruta),
293
los rendimientos eléctricos netos de este tipo de planta varían entre 17-18%,
tal como se puede ver en la siguiente tabla:
TD 6 CHP
TD 7 CHP
TD 10 CHP
TD 14 CHP
TD 18 CHP
TD 22 CHP
ENTRADA- ACEITE TÉRMICO
Temperatura nominal ( in/ out)
ºC 302/242 302/242 300/240 300/240 300/240 300/240
Potencia termica media entrada
kW 3340 3895 5140 6715 9790 12020
SALIDA-AGUA CALIENTE
Temperatura agua caliente ( in/out)
ºC 60/80 60/80 60/80 60/80 60/90 60/90
Potencia térmica cedida al agua caliente
kW 2664 3117 4081 5313 7834 9601
OPERACIÓN
Potencia eléctrica bruta kW 643 739 1016 1339 1863 2304
Rendimiento eléctrico bruto
19.3% 19.0% 19.8% 19.9% 19.0% 19.2%
Potencia consumo propio kW 32 37 48 58 79 97
Potencia eléctrica neta kW 611 702 968 1281 1784 2207
Rendimiento eléctrico neto 18.3% 18.0% 18.8% 19.1% 18.2% 18.4%
Consumo de biomasa Kg/h 1606 1873 2471 3228 4707 5779
Tabla 33 Pr incipales parámetros de Plantas de Combustión y Ciclo
ORC [209] .
Señalar que la tecnología de combustión directa y Ciclo ORC está muy
demostrada en cuanto a funcionamiento y estabilidad, y además es de destacar
su fácil instalación ya que viene preinstalada en racks, con lo que los tiempos
de ejecución de este tipo de plantas se reducen bastante. Por lo tanto, los
costes de inversión pueden ser los responsables de que la instalación de este
tipo de plantas no esté más generalizada.
294
7.3.3. Planta Ciclo Rankine en Condiciones
Supercríticas y Ultrasupercríticas
Este tipo de plantas utilizan un ciclo de vapor en el que tratan de aumentar el
rendimiento aumentando la temperatura y la presión del vapor generado en la
caldera, con temperaturas hasta los 600 º C y 290 bar.
En ciclos ultrasupercríticos, se pueden alcanzar hasta 700 º C en el vapor
generado, alcanzando rendimientos de hasta un 50% sobre el poder calorífico
inferior [208].
Además hay que tener en cuenta que este tipo de plantas podrían ser rentables
con biomasa en tamaños no inferiores a los 280 MWe [210].
Los principales problemas que plantean este tipo de plantas son:
Los costes de inversión son altamente caros, por los materiales que es
necesario utilizar para operar en estas condiciones extremas.
Problemas en las calderas de biomasa, donde el fouling y el slagging
aparecen con fuerza, al tener que operar a temperaturas muy altas por
encima de las temperaturas de fusión de los productos de combustión.
En la siguiente tabla se muestran algunos de los fabricantes de turbinas de
vapor y las condiciones en las que trabajan:
Tabla 34 Fabricantes de turbinas de vapor y condiciones de
operación [208]
295
7.3.4. Planta Combustión y Aprovechamiento en
Motor Stirling
Los motores Stirling son maquinas térmicas reversibles, de ciclo cerrado y
combustión externa. Generan energía mecánica absorbiendo calor de una
fuente externa. Como en cualquier ciclo termodinámico cerrado, es necesario
disipar parte del calor absorbido.
Figura 80. Ciclo de operación de un motor Stirling [211].
Estos sistemas con biomasa se encuentran en fase de demostración en
potencias de hasta 300 kWe. Cualquier sistema que permita aportar el calor
externo que necesita el motor Stirling es compatible para acoplarlo al mismo,
296
ya sea una combustión externa directa o un fluido de intercambio indirecto.
Calderas con temperaturas de operación en torno a los 1200 ºC son una opción
para acoplar a un motor Stirling [211], teniendo siempre presente los
problemas que las altas temperaturas pueden provocar según el tipo de
combustible.
Figura 81. Cámara de combustión de combustibles líquidos o sólidos
acoplada a motor Stirling de 35 kWe y 140 kWt [211].
Uno de los problemas de este tipo de tecnologías son los bajos rendimientos
que pueden estar entre un 10-12%, aunque pueden ser viables cuando se
apliquen en instalaciones de cogeneración [211].
297
7.3.5. Planta Combustión con la Tecnología WTE
(Whole Tree Energy)
Este tipo de planta fue planteada en los Estados Unidos para un tamaño de 50
MWe [212], después de una serie de pilotajes en escalas más pequeñas. Consta
de los siguientes pasos en su proceso de operación:
Plantación de chopos en un radio de 80 km en torno a la planta, con
tiempos de crecimiento de 5 estaciones, y con rendimientos de 56 t
secas/ha.
Figura 82. Grúa de manipulado de troncos enteros en la tecnología WTE
[73]
298
Los arboles cosechados son transportados en camiones a la planta y
secados en una cúpula de secado, la cual utiliza calor residual de la
planta de generación.
Figura 83. Cúpula de secado de los troncos del sistema WTE y grúa de
descarga y carga [73]
El tronco entero (no troceado) es después alimentado con una cinta
transportadora hacia un horno profundo y de lecho fijo, el cual
proporciona calor para la producción de vapor a alta presión que
alimenta el sistema turbina-generador.
Las cenizas volantes son recogidas de la chimenea con un precipitador
electrostático húmedo, y las cenizas son peletizadas y utilizadas como
fertilizantes para el cultivo del arbolado.
Para este tamaño de planta se requieren 18.400 ha de cultivo de chopos, lo
cual es aproximadamente un 1% en el radio de 80 km en torno a la planta
[212].
El proceso de combustión que se lleva a cabo comprende principalmente tres
etapas:
299
1. En el fondo, de 30 a 60 cm de char ó carbón vegetal arden en la parrilla
consumiendo el oxígeno disponible. Los gases calientes ascienden
atravesando el lecho fijo y arrastran los volátiles desprendidos en la pirolisis.
Mientras el char en el fondo es consumido, el lecho va descendiendo y otra
carga de madera es dispuesta para alimentar la cámara sobre el lecho.
2. Sobre el lecho se produce la quema de los volátiles y los tars o alquitranes,
cediendo el calor a las paredes de la caldera.
3. Cualquier char que cae entre las aberturas de las parrillas en el fondo es
recogido en una parrilla inferior y quemado por debajo del lecho.
Figura 84. Esquema de planta con la tecnología WTE [73]
300
Los rendimientos de esta planta para distintas potencias son del orden de 28-
34%, para un factor de operación de un 86%, según se puede ver en la
siguiente tabla:
Potencia Neta Planta (MW)
Eficiencia eléctrica planta (%)
Ratio de crecimiento de
madera (t seca/ha/año)
Tierras totales (ha)
25 28,4 11,3 10.520
50 32,5 11,3 18.400
150 34,1 11,3 52.610
Tabla 35 Rendimientos de sistemas WTE según potencias y terrenos
necesarios [212]
Los costes de inversión de los distintos tamaños de planta pueden verse en la
siguiente tabla, siendo del orden de 1.840 $/kWe para 25 MWe y de 1.090
$/kWe para 150 MWe.
Potencia Planta Coste Planta
por kW Coste Inversión
Equipos Impuestos y
Contingencias
Plantación Inicial de Chopos
Coste de Inversión
Total
(MW) ($/kW) ($ million) ($ million) ($ million) ($ million)
25 1840 46 18 21 85
50 1500 75 26 37 138
150 1090 163 52 106 321
Tabla 36 Costes de inversión de la tecnología WTE para dist intas
potencias [212]
7.4. SISTEMAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA CON
BIOMASA A TRAVÉS DE LA GASIFICACIÓN
En los sistemas de gasificación hay que distinguir principalmente entre los
sistemas atmosféricos y los presurizados, existiendo una gran diferencia en
costes de inversión de los segundos con respecto a los primeros, y siendo los
301
presurizados sistemas de mayores rendimientos. Además, en los presurizados,
hay que tener en cuenta [82]:
La alimentación es más compleja.
Los equipos pueden costar hasta cuatro veces más que en las plantas
atmosféricas.
El gas es suministrado a la turbina a presión, eliminado la necesidad de
compresión del mismo y permitiendo contenidos más altos de tars, que
serán quemados en la posterior cámara de combustión.
Los sistemas de limpieza de los gases calientes con filtros mecánicos
(metálicos o cerámicos) reducen las pérdidas térmicas y de presión,
siendo más económicos que los sistemas scrubber de las plantas
atmosféricas.
La eficiencia media es mayor debido a la retención de calor sensible y
energía química de los tars en el syngas, y al evitar la etapa de
compresión previa a la turbina, por ejemplo. Los rendimientos de
gasificadores presurizados pueden estar en el orden del 92-95% y sus
equivalentes atmosféricos pueden estar en 80-85% [82].
Por otro lado, los atmosféricos:
Si los gases van a ser enviados a una turbina de gas, tiene que estar
suficientemente limpios y tienen que ser comprimidos. Sin embargo para
motores, la calidad del gas no tiene que ser tan estricta y no es necesario
compresión previa.
Los atmosféricos tienen costes de inversión muy inferiores, sobre todo
para plantas por debajo de 30 MWe.
Tanto los atmosféricos como los presurizados, obtienen composiciones de
gases y poderes caloríficos similares.
302
Lo que si se debe de tener en cuenta es que dada la variedad de tipologías de
reactores de gasificación existentes, existen diferentes calidades y
composiciones de los gases de salida, siendo además algunos tipos de
reactores más adecuados que otros para según qué aplicaciones en función de
la potencia, tal como se puede observar en la siguiente tabla.
Temperatura (ºC)
MWe(a)
Reactor Syngas Alquitranes Partículas Escalabilidad Consumo (t/h)
Min. Max.
Lecho fijo
Downdraft 1000 800 Muy bajo Normal Pobre 0.5 0.1 1
Updraft 1000 250 Muy alto Normal Bueno 10 1 10
Contracorriente 900 900 Muy alto Alto Pobre 1 0.1 2
Lecho fluidizado
Simple Reactor 850 800 Razonable Alto Bueno 10 1 20
Reactor de lecho rápido
850 850 Bajo Muy alto Muy bueno 20 2 50
Lecho circulante 850 850 Bajo Muy alto Muy bueno 20 2 100
Lecho arrastrado 1000 1000 Bajo Muy alto Bueno 20 5 100
Reactor Twin 800 700 Alto Alto Bueno 10 2 50
Lecho móvil Múltiples hogares 700 600 Alto Bajo Bueno 5 1 10
Lecho móvil horizontal
700 600 Alto Bajo Razonable 5 1 10
Hogar en pendiente 800 700 Bajo Bajo Razonable 2 0.5 4
Horno con tornillo 800 700 Alto Bajo Razonable 2 0.5 4
Otros
Horno rotativo 800 800 Alto Alto Razonable 10 2 30
Reactor ciclón 900 900 Bajo Muy alto Razonable 5 1 10
(a) Eficiencia media de un 36%
Tabla 37 Parámetros básicos de dist intos t ipos de gasif icadores
al imentados con aire [82] .
Una de las principales barreras tecnológicas de la gasificación, como ya se ha
establecido anteriormente en el capítulo 5, es la limpieza de los gases. Una
limpieza inadecuada puede provocar erosión, corrosión y problemas
medioambientales. La siguiente tabla muestra un resumen de los principales
303
problemas que pueden originar los gases y las metodologías más habituales de
limpieza:
Contaminante Ejemplos Problemas Método de Limpieza
Partículas Ash, char, material del lecho fluido
Erosión Filtración, scrubbing
Metales alcalinos
Compuestos de sodio y potasio
Corrosión en caliente Refrigeración, condensación, filtración, adsorción
Combustible N2 Principalmente NH3 y HCN
Formación de NOx Scrubbing, Reducción catalítica selectiva
Alquitranes Aromáticos Obstruir los filtros, difícil de quemar, depósitos internos
Cracking y eliminación
Sulfuros, Cloruros
H2S3 HCl Corrosión, emisiones Absorción con scrubbing de lima y dolomita
Tabla 38 Contaminantes de los gases generados, problemas
derivados y s istemas de l impieza propuestos [82] .
En relación a la generación eléctrica que se hace a partir del syngas generado,
existen distintas tecnologías que pueden ser utilizadas y que serán analizadas a
continuación:
Motor de combustión interna, es el más utilizado.
Turbina de gas, presenta problemas en los alquitranes y partículas del
syngas.
Ciclo combinado, con turbina de gas, caldera de recuperación y turbina
de vapor.
Pila de combustible, en fase de desarrollo y mejora.
Motor Stirling.
Otros.
304
7.4.1. Planta de Gasificación con Turbina de Gas
El funcionamiento de una turbina de gas consiste en:
1. El aire ambiente y el syngas son comprimidos para ser quemados en la
cámara de combustión.
2. Los gases calientes pasan a través de la turbina, donde parte de la energía
se convierte en trabajo y el resto se marcha con los gases.
3. Del trabajo generado en la turbina, parte se emplea en la compresión y el
resto se transforma en energía eléctrica en un transformador.
Figura 85. Esquema sistema de combustión de syngas y turbina de gas
El sistema con turbina de gas solamente no es muy eficiente, ya que gran parte
de la energía se marcha con los gases de escape. La eficiencia puede mejorarse
por dos vías:
305
Recuperando el calor de los gases de escape de la turbina en una caldera
de recuperación, para generar vapor y enviarlo a una turbina de vapor
(Ciclo Combinado).
El vapor generado en la caldera de recuperación, también se puede
enviar a la cámara de combustión previa a la turbina o ser inyectados
directamente a los gases de combustión que salen de ella, para que
pasen por la turbina de gas. Es lo que se conoce como Turbina de Gas
con Vapor Inyectado (STIG). Hay un límite de vapor que se puede añadir
a la cámara de combustión previa a turbina, para garantizar que la
combustión pueda llevarse a cabo.
Las turbinas parecen ser adecuadas para plantas de 10 -20 MWe en
gasificadores atmosféricos y de 20-30 MWe en presurizados [82]. Hay que decir
que existen turbinas de gas de muy baja potencia, denominadas microturbinas,
como las de CAPSTONE de hasta 1000 kWe, por lo que modularmente se
podrían montar plantas de 2 MWe [213].
306
Modelo Combustible
Potencia
salida
Eficiencia Eléctrica Flujo de
gases
Temperatura
salida gases
kW % kg/s ºC
COMBUSTIBLES GASEOSOS
C30 LP NG 28 25 0.31 275
C30 HP NG,P,LG,DG 30 26 0.31 275
C30 HZLC(4) NG 30 26 0.32 275
C65 NG,P 65 29 0.49 309
C65 ICHP NG,P,LG,DG 65 29 0.49 309
C65 CARB NG 65 28 0.51 311
C65 CARB LG,DG 65 29 0.49 309
C65 HZLC(4) NG 65 28 0.50 325
C200 LP NG 190 31 1.3 280
C200HP NG,P,LG,DG 200 33 1.3 280
C200
HZLC(4) NG 200 33 1.3 280
C600 LP NG 570 31 4.0 280
C600 HP NG,P,LG,DG 600 33 4.0 280
C800 LP NG 760 31 5.3 280
C800 HP NG,P,LG,DG 800 33 5.3 280
C1000 LP NG 950 31 6.7 280
C1000 HP NG,P,LG,DG 1000 33 6.7 280
COMBUSTIBLES LIQUIDOS
C30 D,BD,A,K 29 25 0.31 275
C65 D,BD,A,K 65 29 0.49 309
C65 ICHP D,BD,A,K 65 29 0.49 309
C200 D,A,K 200 33 1.3 280
Tabla 39 Potencias y rendimientos de microturbinas CAPSTONE(NG-
Natural Gas; P-Propano; LG- Gas de Vertedero; DG- Gas de
digestor; D- Diésel; BD- Biodiésel) [213]
Las turbinas de gas son muy exigentes en lo que se refiere a la calidad del gas
generado en la gasificación. Algunos proveedores no dan valores de las
calidades del syngas necesario, y se limitan a exigir que deba ser similar o igual
al gas natural, lo cual es muy exigente. Algunos requerimientos para los gases
de alimentación de las turbinas de gas se exponen en la siguiente tabla:
307
Poder calorífico inferior ( PCI) (MJ/m3) 4-6
Contenido mínimo de gas hidrógeno ( Vol. %) 10-20
Concentración máxima de alcalinos (ppb) 20-1000
NH3 Sin Limite
HCl (ppm) < 0.5
S (H2S + SO2 etc.) (ppm) < 1
N2 Sin Limite
Combinaciones: Total metales (ppm) < 1
metales alcalinos + sulfuros (ppm) < 0.1
Máximo de partículas ( cenizas, char, etc) (ppmw)
Tamaño de partículas ( µm) of > 20 < 0.1
10-20 < 1.0
4-10 < 10.0
Tabla 40 Especif icaciones para el syngas de al imentación de turbinas
de gas [82]
Rendimientos de plantas con turbina de gas en distintas potencias, pueden
verse en la siguiente tabla, así como parámetros de presión y temperatura:
POTENCIAS
76MW 126MW 170MW 255MW 345 MW
Clase
E Consumo Específico kcal/kWh 2545
Rendimiento % 33,8
Ratio Presiones 13:1
Temperatura in ºC 1250
Temperatura out ºC 540
Clase
F Consumo Específico kcal/kWh 2460 2360 2280
Rendimiento % 34,9 36,4 37,7
Ratio Presiones 16:1 16:1 17:1
Temperatura in ºC 1280 1300 1320
Temperatura out ºC 570 600 600
Clase
H
Consumo Específico kcal/kWh 2150
Rendimiento % 39,9
Ratio Presiones 23:1
Temperatura in ºC 1430
Temperatura out ºC 610
Tabla 41 Rendimientos típ icos de turbinas de gas en dist intas
escalas.
308
Se observa como en general el rendimiento de cada turbina mejora con el
aumento de su potencia, lo cual es un detrimento a plantas de esta tipología en
potencias de 2 MWe. Aunque los rendimientos de las turbinas de CAPSTONE
son de 33% de eficiencia eléctrica para potencias de 1000 kWe, lo que es
bastante razonable [213].
7.4.2. PLANTA DE GASIFICACIÓN CON CICLO
COMBINADO
Como mejora de la planta anterior, existen los ciclos combinados, donde los
gases de escape de la turbina en torno a 500-600 ºC para aeroturbinas y 400-
500 ºC para turbinas industriales [82], son aprovechados en una caldera de
recuperación (Heat Recovery Steam Generator, HRSG), donde se genera vapor
que es enviado a una turbina de vapor, que sigue un ciclo Rankine de potencia,
similar al expuesto anteriormente. El calor residual de la turbina de vapor
puede aprovecharse para cogeneración, bien para usos internos como secado
de la biomasa, o externos como calefacción de distrito u otros.
Los ciclos combinados son sólo viables económicamente en plantas grandes de
unos 100 MWe, aunque sí que existen ciclos combinados de biomasa de unos 5
MWe [82].
309
Figura 86. Disposición típica de ciclo combinado.
Según de Souza- Santos [86], existe una diferencia en rendimientos importante
de aproximadamente 10 puntos porcentuales entre ciclos combinados con
gasificador atmosférico y presurizado, para el caso de la caña de azúcar. Para
ciclos combinados con gasificación atmosférica se obtienen rendimientos de un
33,37%, mientras que para presurizadas de un 44,63%, para potencias netas en
torno de 1 MWe. Además señala que la humedad debería estar por debajo del
30% para conseguir rendimientos razonables (mejores cuanto más bajas), pero
indica que de no conseguirse es mejor alimentar el gasificador con la caña de
azúcar con una humedad en torno al 50%. Hay que señalar que son datos que
provienen de simulaciones matemáticas y que están sujetos a viabilidad
técnica-económica de plantas de esta escala de potencia de 1-2 MWe.
Para una de gasificación atmosférica con biomasa y ciclo combinado de 25-29
MWe, los costes de inversión pueden variar de 1500 a 2300 €/kWe, lo cual
debería ir reduciéndose conforme se vaya consolidando la tecnología [214]. Los
precios de las plantas de gasificación de ciclo combinado (IGCC) ya eran en el
310
año 1992 de unos 2.700 $/kWe para una planta de 27 MWe y de 3.600 $ para
una de 5 MW [82], y podemos decir que en la fecha actual, los precios no han
sufrido un gran cambio, lo que significa que la tecnología o la apuesta por este
tipo de plantas todavía no cuenta con un gran respaldo. Los costes de
aprendizaje de las tecnologías van disminuyendo los costes de inversión que
estas tienen con las mejoras que de ellos derivan. Y estos datos de costes de
inversión vienen a decir que de la tecnología de gasificación todavía se debe
aprender mucho, y está en fase de mejora.
7.4.3. Planta de Gasificación con Turbina de Gas e
Inyección de Vapor
En los ciclos con turbina de gas e inyección de vapor (también llamadas
turbinas evaporativas o humidificadas), el vapor generado en la caldera de
recuperación es mezclado con el aire comprimido antes de entrar a la cámara
de combustión previa a la turbina. Esto incrementa la potencia de la turbina de
gas y con ello la energía eléctrica generada. También existen otras formas de
humidificar como las torres de humidificación entre otros.
La corriente de gases de escape necesita un condensador.
Este sistema es comercial para gas natural como combustible y turbinas de gas
y aire pero no hay experiencias con gases de bajo poder calorífico. Podría darse
la situación de que al mezclarse el vapor con el syngas, la combustión se
tornara inestable.
311
Este sistema parece ser una opción adecuada para plantas de pequeño tamaño
por su economía, ya que no necesita ni grandes calderas ni turbinas de vapor.
Un problema podría ser el suministro de agua necesario
Figura 87. Esquema de planta de gasificación presurizada, con turbina de
gas evaporativa y secado con vapor [215]
En el esquema anterior se puede observar una planta con gasificador
presurizado, y secado con vapor de la biomasa, acoplado a una turbina
evaporativa. Según Steinwall es la configuración que ofrece un mayor
rendimiento (45,1%) en relación a otras configuraciones estudiadas de plantas
de entre 45 y 50 MWe [215].
312
7.4.4. Planta de Gasificación con Turbina de Gas y
Cámara de Combustión Externa
En este tipo de sistemas, en lugar de tener una cámara de combustión
convencional, el calor es cedido al aire comprimido que va a ser expandido en
la turbina de gas, en un intercambiador externo previo a la turbina.
Con ello se consiguen las siguientes ventajas en relación a la turbina de gas
convencional:
Los elementos de la turbina son aislados de los productos de
combustión.
Los rendimientos son aceptables incluso a pequeña escala.
Largos intervalos de mantenimiento, y en consecuencia, alta
disponibilidad.
Buen sistema para aplicaciones de cogeneración por las altas
temperaturas de los gases de escape.
Por el contrario, son sistemas muy caros, y el intercambiador sí es sometido a
los productos de la combustión, con la problemática que ello conlleva en
función de la calidad del syngas.
Debido a las pérdidas energéticas que se dan en el proceso de intercambio de
calor, el rendimiento neto eléctrico de este tipo de sistemas es menor que en el
caso de turbina de gas convencional, pudiendo estar entre un 10 y 20% [80].
313
7.4.5. Planta de Gasificación con Motor Alternativo de
Combustión Interna (MACI)
En la aplicación de gasificación y MACI, el syngas es quemado en este último
generando trabajo y con ello energía eléctrica en un alternador. Los gases de
escape y el calor del circuito de refrigeración del motor pueden ser
aprovechados en aplicaciones cogenerativas. A continuación puede verse un
esquema de este tipo de configuración:
Figura 88. Esquema de Gasificación y MACI [48]
Los motores alternativos de combustión interna (MACI), parecen ser más
adecuados para plantas de pequeñas potencias en torno a 5-10 MWe, aunque
hay motores hasta de 50 MWe [82].
314
Las principales ventajas de su uso son:
Tienen alta eficiencia en pequeñas potencias.
Alta tolerancia a contaminantes, en relación a las turbinas de gas.
Fácil mantenimiento.
Experiencia con ellos en los biogás de depuradoras y vertederos, siendo
una tecnología aceptada.
Sin embargo no pueden ser utilizados en un ciclo combinado, ya que se mejora
poco la eficiencia, suponiendo un incremento importante en los costes de
inversión.
Cómo se adelantaba anteriormente, los requerimientos en cuanto a la calidad
del syngas para alimentar motores de combustión interna son menos
restrictivos que para las turbinas de gas, lo cual los hace más utilizados en
muchas plantas de pequeño tamaño. El valor mínimo de poder calorífico del
syngas debería ser al menos de 1000 kcal/m3 N [167].
Según Rentizelas [48], este tipo de plantas puede alcanzar rendimientos en
torno al 26%, y sus costes de inversión están en torno a 2.500 €/kWe instalado.
Arena et al. [80], indica rendimientos para plantas de gasificación con motor de
entre un 13 a un 28%. Expone como ventajas de este tipo de sistemas:
Altas eficiencias en plantas de pequeña escala.
Eficiencia más o menos constante ante cargas variables.
De larga vida útil y tecnología de confianza.
Relativamente económico.
Expone también que la disponibilidad del sistema es baja debido a los cortos
periodos de intervención por mantenimiento que el motor necesita [80].
315
7.4.6. Planta De Gasificación con Pila de Combustible
El syngas procedente de la gasificación puede ser utilizado en pilas de
combustible cuando está suficientemente limpio.
Siendo una alternativa a las tecnologías de combustión, todavía se encuentran
en fase de desarrollo.
Las pilas de combustible se caracterizan por su alta eficiencia. En estas la
conversión energética tiene lugar con una reacción electroquímica directa de la
oxidación del combustible, donde las pérdidas de exergía son muy pequeñas en
relación con los sistemas de combustión. Es de destacar las bajas emisiones
que de las pilas de combustible derivan.
Las pilas de combustible de alta temperatura, como las SOFC (solid oxide fuel
cell; pilas de combustible de óxido sólido), están todavía en fase de desarrollo,
pero pueden ser integradas en pequeñas y grandes plantas de generación y
cogeneración.
Según Sadhukhan [216], se podrían alcanzar rendimientos de generación
eléctrica con pila de combustible de hasta un 64%, según modelación con
ASPEN PLUS para una planta cogenerativa de 602 kWe de potencia eléctrica
neta, frente a rendimientos del 32% que obtendría con plantas de gasificación y
ciclo combinado de escala similar. El rendimiento global máximo incluyendo
las cargas térmicas fue un 85%.
Esta podría ampliarse modularmente hasta potencias de alrededor de los 2
MWe.
La configuración que Sadhukhan [216] propone es la siguiente:
316
Figura 89. Esquema de planta de cogeneración (CHP-combined heat and
power) con gasificación con vapor y pila de combustible [216].
En esta configuración, se enfatiza la importancia de una buena limpieza del
syngas previa a su entrada al ánodo de la pila de combustible, y es simulado
por medio del sistema patentado de ultralimpieza de gases Rectisol [216]. El
sistema de gasificación utilizado es de doble reactor con dos lechos fluidizados
y vapor como agente gasificante, donde se tiene como objetivo que los
procesos de combustión y gasificación entren en contacto directo.
En relación a los costes de inversión de este tipo de plantas de gasificación y
pila de combustible, en la siguiente tabla se muestran con una potencia
eléctrica de 200 kWe, estando aproximadamente entre 2.900 y 3.300 €, con
eficiencias eléctricas de 20,8 y 22,6% en este tamaño de plantas [217]. Los dos
casos que presenta la tabla se refieren a limpieza en frío (cold process) y en
caliente (hot process) del syngas generado en el gasificador.
317
Equipamientos/ procesos Coste (k£)
Proceso frío Proceso Caliente
Manipulación y preparación del combustible 11.6 11.6
Gasificador 39.2 90.6
Soplantes 8.9 13.8
Ciclón 3.1 3.1
Filtro 9.6 45.5
Precipitador húmedo 68.7
Intercambiadores de calor 28.0 27.0
Tuberias, Bombas, Instrumentación, control y otros equipos periféricos 32.5 32.5
Montaje, instalación y puesta en marcha 15.5 15.5
SOFC ( £/kWe) 100.0 100.0
Combustor 6.1 6.1
Coste total del sistema 323.1 345.8
Coste por unidad de potencia eléctrica ( £/kWe) 2.6 2.9
Coste por unidad de potencia térmica ( £/kWT) 1.6 1.1
Tabla 42 Relación de costes de planta de gasif icación con pila de
combustib le SOFC [217]
7.4.7. Planta de Gasificación Hibrido con Pila de
Combustible y Turbina de Gas
Especialmente es muy interesante la configuración de pila de combustible y
turbina de gas, debido a las altas temperaturas de operación. Lo rendimientos
de este tipo de configuraciones pueden estar entre un 47-51% [218].
Según Toonssen [218], se pueden alcanzar grandes eficiencias en sistemas
donde la configuración consiste principalmente en hacer pasar el syngas por el
ánodo de una pila de combustible y después por una turbina de gas (por su
cámara de combustión previa), generando electricidad en los dos equipos.
Toonsen [218] ensayó por medio de modelización cuatro configuraciones
diferentes:
318
1. Gasificación gran escala con vapor y limpieza de gases a baja
temperatura (S1).
2. Gasificación gran escala con aire y limpieza de gases a baja temperatura
(S2).
3. Gasificación gran escala con aire y limpieza de gases a alta temperatura
(S3).
4. Gasificación a pequeña escala con aire y limpieza de gases a alta
temperatura (S4).
Figura 90. Esquema de sistema híbrido de pila de combustible y turbina de
gas con gasificación a gran escala con vapor y limpieza de gases en frío [218].
En esta tabla se pueden observar algunos de los resultados que obtuvo:
319
Eficiencia de operación y exergía de los sistemas considerados
Sistema Sistema Sistema Sistema
S1 S2 S3 S4
Entrada exergía de la biomasa (kW) 69813 69813 69813 190,75
Potencia salida celula de combustible (kW) 27066 25691 25368 66,71
Potencia salida del generador (kW) 10227 12561 13195 27,29
Potencia eléctrica bruta (kW) 37293 38252 38563 94,00
Potencia consumo auxiliar (kW) 2866 3785 3740 6,32
Potencia eléctrica neta (kW) 34427 34467 34823 87,68
Eficiencia de exergía eléctrica (%) 49.3 49.4 49.9 46.0
Tabla 43 Resultados de la model ización de 4 sistemas de pila de
combustib le y turbina de gas [218] .
Se puede observar como el mayor rendimiento exergético se obtiene en la
tercera configuración (S3) de un 49,9%, pero también que no existe una gran
dependencia en cuanto al rendimiento del tipo de tecnología empleada. Al
hacer la limpieza de gases en caliente mejora el rendimiento, y también lo hace
con el tamaño de las plantas. Se podría decir que plantas de esta configuración
en potencias de 2 MWe podrían tener rendimientos entre un 45 y 46%, ya que
la planta simulada de 94 kWe fue del 46%.
Bang-Møller [219], indica que este tipo de plantas puede alcanzar rendimientos
de hasta un 55 %, y propone en una simulación una optimización del sistema
que alcanza rendimientos de hasta un 58%. Todo ello referenciado a un
gasificador de doble etapa tipo downdraft, con aire y vapor como gasificantes,
y de una potencia eléctrica neta del orden de 275 kWe.
Este tipo de plantas no se han desarrollado a gran escala, pero si existen
estudios de la integración de pila de combustible SOFC y turbina de gas con
otros combustibles, donde los costes de inversión son solo para estos sistemas
de unos 1300 €/kWe [85]. Teniendo en cuenta el sistema de preparación de
biomasa y el gasificador, estos sistemas podrían alcanzar del orden de 3000-
4000 €, según escala.
320
7.4.8. Planta de Gasificación acoplada a motor y Ciclo
Orgánico Rankine (ORC)
Esta configuración puede ser utilizada cuando no existe demanda de calor, y
por lo tanto la cogeneración no es posible. En este caso el calor excedentario
del motor se enviaría a un Ciclo Rankine Orgánico (ORC), para su
aprovechamiento energético.
Algunas de las configuraciones posibles que se podrían establecer serían las
siguientes [220]:
1. Módulo ORC alimentado con la energía de los gases de escape del motor
y con la energía recuperada en su refrigeración. El calor residual de la
gasificación es utilizado para precalentar el aire de entrada al gasificador.
2. Con circuito térmico de aceite, que transfiere el calor del motor y de la
refrigeración del syngas hacia el módulo ORC.
3. Sistema ORC de Doble Cascada con evaporación del fluido de trabajo en
dos etapas, lo cual permite aprovechar la energía proveniente de la
refrigeración del motor.
A continuación se puede ver el esquema de la segunda configuración con un
gasificador downdraft:
321
Figura 91. Esquema de gasificador downdraft MACI y ciclo ORC
Rankine[220].
322
Figura 92. Esquema de gasificador downdraft MACI y ciclo ORC Rankine en
doble cascada [220]
323
Estas configuraciones fueron modelizadas para plantas de entre 345 y 369
kWe, que modularmente pueden ser ampliadas a potencias superiores. Los
resultados que obtuvieron fueron los siguientes [220]:
Parámetros del Sistema Ud. Configuración Nº 1
Configuración Nº2
Configuración Nº3
Potencia eléctrica motor kW 309.8 298.3 298.3
Rendimiento motor - 0.301 0.299 0.299
Temperatura salida gases motor K 645.8 631.9 631.9
Potencia térmica disponible en los gases
KW 534.7 503.2 503.2
Potencia térmica del circuito de refrigeración
KW 340.2 320.2 320.2
Portadores de la energía a recuperar
- Gases salida y agua de refrigeración
Aceite térmico y agua de refrigeración
Aceite térmico y agua de refrigeración
Temperatura de evaporación K 433.0 433.0 450.0, 345.7
Temperatura de condensación K 313.0 313.0 350.7, 313.0
Temperatura de entrada a la turbina ORC
K 433.0 433.0 490.0, 345.7
Ratio de volumen de fluido trabajo entrada/salida a la turbina
- 21.1 21.1 8.3, 2.7
Temperatura del aceite térmico en la entrada/salida ORC
K - 502.2/363.2 527.5, 415.5
Temperatura del aceite térmico en el recuperador de salida de gases del motor
K - 451.7 480.4
Temperatura de salida de gases del motor
K 373.0 373.1 425.5
Temperatura de salida ORC del agua de refrigeración del motor
K 360.1 358.4 343.0
Potencia térmica entrada ORC KW 256.7 382.8 273.4, 540.0
Potencia eléctrica neta ORC KW 35.6 53.21 40.0, 31.0
Rendimiento ORC - 0.139 0.139 0.146, 0.058
Potencia total ORC+motor KW 345.5 351.2 369.0
Consumo de biomasa seca kg/h 246.2 250.1 250.1
Potencia entrada sistema (energía primaria)
kW 1284 1304 1304
Rendimiento eléctrico - 0.269 0.269 0.283
Rendimiento eléctrico sin ciclo ORC - 0.241 0.229 0.229
Tabla 44 Resultados de las conf iguraciones de gasif icación, MACI y
ORC [220] .
324
Se puede observar cómo se obtienen los mejores rendimientos eléctricos netos
para la tercera configuración con ciclo ORC en doble cascada, con un valor de
28,3%, cuando un ciclo ORC convencional puede estar en torno a un 18%. El
valor de la planta según Kalina de 1.220.000 $ puede hacer que la planta sea
viable técnica y económicamente (1.220 $/kWe). Por último, indicar que sin el
acoplo del ciclo ORC, el mayor rendimiento se obtiene con la primera
configuración, con un valor de 24,1%. Habría que valorar si el aumento de 4
puntos porcentuales, justifica la inversión en un ciclo ORC de doble cascada.
7.4.9. Planta de Gasificación con Motor Stirling
El fabricante Stirling.DK [211], propone un sistema de gasificación updraft
acoplado a un motor Stirling específico para biomasa. El sistema está pensado
para sistemas cogenerativos, donde se obtienen rendimientos de hasta un 90%
(18% eléctrico y 72% calor).
Este motor funciona por medio de dos intercambios de calor, con un foco frío y
un foco caliente, a través de un fluido que lleva en su interior, en este caso
Helio a 40 bar, no necesitando lubricación.
El funcionamiento del sistema es el siguiente:
1. Se produce el syngas en el gasificador, no siendo necesarios sistemas de
limpieza del mismo. Esta es una gran ventaja sobre otros tipos de sistemas.
2. Este se quema en la cámara de combustión acoplada al motor Stirling.
3. Existe un circuito de refrigeración en el foco frio del motor que envía el calor
a la aplicación cogenerativa cuando exista.
Parámetros dados por el fabricante Stirling.DK que pueden observarse en la
Tabla 45.
325
Figura 93. Esquema de proceso de Gasificación Updraft y motor Stirling
[211]
Se indica un rendimiento eléctrico de un 18%, y total teniendo en cuenta la
cogeneración de un 90%. Habría que tener en cuenta que el sistema es
modular y que podría aumentarse a potencias mayores
Específicaciones
Tipo de motor SD4
Combustible Astillas de madera
Humedad 35-55%
Potencia Eléctrica 35 kW
Consumo propio 2,5 kW
Potencias Térmica 140 kW
Flujo de agua 45 ºC/80 ºC 3,5 m3/hr
Consumo combustible 200 kW
Rendimiento eléctrico neto 18%
Rendimiento Planta 90%
Intervalo de servicio 4000 hrs
Tabla 45 Parámetros característ icos de Plantas de Gasif icación de
Biomasa con motor St ir l ing [211] .
326
Las ventajas de este sistema son que es muy versátil ante la variabilidad del
syngas combustionado, y que los productos de la combustión no entran en
contacto con las partes mecánicas del motor prologando su vida útil.
7.4.10. Planta Gasificación y Vitrif icación de Residuos
Esta tecnología está orientada principalmente a la conversión energética de
residuos sólidos urbanos (RSU), siendo principalmente orgánicos, y otros como
papel, plásticos, vidrio, metales, textiles, madera, goma… Como se puede
observar muchos de origen biomásico. Es una tecnología que tiene una gran
flexibilidad en cuanto a los combustibles a emplear.
La gasificación convencional, al no operar a altas temperaturas, da lugar a
productos residuales como alquitranes, escorias y cenizas. Con la gasificación a
alta temperaturas consigue la disociación molecular completa y se evita la
presencia de SVOC (compuestos orgánicos semivolatiles) y la formación de
dioxinas y furanos.
La alta temperatura necesaria para llevar a cabo una gasificación a alta
temperatura se consigue mediante antorchas de plasma. El plasma es el cuarto
estado de la materia. Es un gas ionizado que existe en la naturaleza en los rayos
o en las áureas boreales. La característica principal de un gas ionizado es
facilitar una transferencia de calor con bajo flujo másico (“low mass heat
transfer”) y generar temperaturas extremas de hasta 14.000 ºC. Una antorcha
de plasma es un equipo industrial que permite introducir gas ionizado
(generalmente aire) a altísimas temperaturas mediante la generación
controlada de un arco voltaico.
327
El proceso de gasificación a alta temperatura se lleva a cabo a unos 4000 ºC en
la zona plasmática, y de 1700 ºC, a la salida del syngas, por lo que se consiguen
altas velocidades de reacción, pudiendo reducir el tamaño del reactor y
trabajar a presión atmosférica, reduciendo los costes de construcción del
mismo [221].
Con este proceso, todos los residuos son reducidos completamente a gas
(formado principalmente por CO e H2) y cristal vitrificado. Es necesario aportar
un fluidificante (como cal) para mejorar la viscosidad de la lava para facilitar la
colada, y para conseguir que esta tenga la basicidad necesaria para garantizar
la lixiviabilidad de los metales pesados y sus correspondientes óxidos.
Figura 94. Esquema del proceso de Gasificación a Alta T y Vitrificación
[221]
El gas generado por medio de esta tecnología puede acoplarse a los sistemas
vistos anteriormente, con las ventajas de que no contiene alquitranes. La
eficiencia eléctrica de un ciclo combinado acoplado a este tipo de planta puede
ser de un 30,5% [221]
328
7.5. SISTEMAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA CON
BIOMASA A TRAVÉS DE LA PIROLISIS RÁPIDA (FAST
PYROLISIS)
La pirolisis es la degradación térmica de la biomasa en la ausencia total de un
agente oxidante, donde los componentes volátiles de la biomasa carbonosa son
vaporizados en reacciones primarias por calentamiento, dejando un residuo
consistente en char y cenizas.
La pirolisis siempre produce un gas o vapor que puede ser recogido como un
líquido y como sólidos la parte carbonosa char.
La Pirolisis Rápida (Fast Pyrolisis) es diseñada para obtener la máxima fracción
liquida en la conversión, por encima del 75% en peso de la biomasa seca. El
char puede ser vendido o utilizado internamente para generar calor. El gas
tiene un poder calorífico medio y puede ser también utilizado internamente. El
líquido obtenido es una mezcla homogénea de componentes orgánicos y agua
en una fase con las propiedades que se muestran en la siguiente tabla:
Líquido Pirolítico Diésel
Densidad kg/m3 a 15 º C 1.220 854
Composición %C 48,5 83,6
%H 6,4 12,8
%O 42,5 0
%S 0 0,9
Viscosidad cSt a 50 ºC 13 2,5
Cenizas % wt 0,13 0,01
Sulfuros % wt 0 0,15
Agua % wt 20,5 0,1
PCI MJ/kg 17,5 42,9
Acidez pH 3 -
Tabla 46 Propiedades del líquido piro lít ico y del diésel [83] .
329
La Pirolisis Rápida requiere rápido calentamiento de la biomasa a temperatura
en torno a 500 ºC y rápido enfriamiento de los vapores generados para evitar
reacciones secundarias.
Al igual que en gasificación, muchas tipologías de reactores han sido
investigadas para pirolisis. Las configuraciones de lecho fluido han sido las más
extendidas, principalmente las de lecho burbujeante, pero también las de lecho
circulante y lechos transportados.
La mayor parte de los procesos de pirolisis, demandan biomasa seca y de
partículas finas, por lo que son necesarios pretratamientos de secado y
molienda. Los lechos burbujeantes necesitan partículas no mayores de 2 mm y
los de lecho circulante hasta 5 mm. En cuanto a humedad, no debe ser superior
al 10%, aunque es mejor un valor de 7% [83].
El uso del líquido generado, es principalmente utilizado en la generación
eléctrica, combustionado en turbinas de gas o en motores diésel. Los motores
son una tecnología probada con este tipo de combustible. Sin embargo, con
turbinas de gas son varios los problemas que presentan (char arrastrado que
atascaba los sistemas de inyección, corrosión, fouling y aumento de las
emisiones de contaminantes), y por lo tanto no es un sistema de confianza con
este combustible. También es posible utilizar el líquido pirolítico para generar
calor [83].
La ventaja de este tipo de sistemas es que permite el desacoplamiento de la
parte productiva del líquido pirolítico y subsistema de generación eléctrica
como por ejemplo un motor diésel, posibilitando:
Que varias plantas de Pirolisis Rápida produzcan combustible líquido
para ser combustionado en una planta de con grandes motores diésel u
otros sistema para producir electricidad.
330
Que una planta de Pirolisis Rápida produzca combustible líquido para ser
distribuido entre varias plantas de generación eléctrica con motor diésel
u otro sistema.
Hay que tener en cuenta que la logística del combustible líquido presenta
grandes ventajas en relación a la logística de la biomasa sin transformación,
principalmente por la mayor economía del transporte.
En cuanto a la eficiencia eléctrica neta de este tipo de plantas, se puede
observar en la siguiente grafica una comparativa con el resto de tecnologías
principales tratadas:
Figura 95. Grafica de eficiencia eléctrica neta frente a potencia eléctrica
neta de distintas tecnologías [83]
331
Indicar que sitúa a la planta de Pirolisis Rápida, con eficiencias siempre por
encima de la combustión directa, con valores de un 25% para una potencia de 2
MWe y de 27% para una potencia de 20 MWe. La gasificación con turbina de
gas (GasEng) y la gasificación con ciclo combinado (IGCC), ofrecen rendimientos
superiores. Según Bridgwater, es una tecnología que por costes de inversión y
rendimientos puede ser una alternativa viable para plantas de pequeña escala,
aunque expone unos precios de 4000 €/kWe para plantas de 2 MWe y de 2000
€/kWe para plantas de 20 MWe.
7.6. COMPARATIVA FINAL DE TECNOLOGÍAS Y
CONCLUSIONES
Podemos ver que los resultados obtenidos reflejan (sobre las fuentes expuestas
en el desarrollo del capítulo), tal y como se pueden ver en estas tablas
resúmenes de las tecnologías expuestas de combustión, gasificación y pirolisis
lo siguiente:
1. Los costes de inversión son muy altos en general (en torno a los 2000-
3000 €), sobre todo para aquellas tecnologías que están en fase de
desarrollo y aprendizaje, y en las cuales solo existen instaladas pequeñas
plantas de demostración.
2. Las tecnologías que se encuentran en fase de desarrollo con la biomasa,
o que tal vez, no existen iniciativas de instalación de las mismas, son
muchas a excepción de la combustión y la co-combustión, que se
presentan como las más fiables.
332
3. El principal problema en el desarrollo de las tecnologías, es que se logran
avances y siempre siguen situando a la biomasa como combustible más
problemático que los combustibles fósiles.
4. Los mayores rendimientos se obtienen para tecnologías todavía en fase
de demostración, como las pilas de combustible.
5. La tecnología más fiable en combustión para la generación eléctrica es la
co-combustión y después los ciclos Rankine Convencional, con
rendimientos entre 18 y 40%, según tecnología y escala. Los ciclos ORC
serían aplicables en los casos en los que existe demanda de calor, ya que
los rendimientos bajan considerablemente.
6. En el caso de la gasificación, la tecnología más aplicada sería el motor de
gas, debido a que admite una calidad del syngas no muy exigente en
relación a la turbina de gas y los rendimientos son muy aceptables.
Ofrece rendimientos de hasta un 28%.
COMBUSTIÓN
CO-COMBUSTIÓN C. RANKINE
CONVENCIONAL CICLO ORC
CICLOS SUPERCRITICOS ULTRASUPERCRITICOS
MOTOR STIRLING WHOLE TREE
ENERGY
Potencias eléctricas planta MWe
800-1000 2 a 50 Hasta 3 280 0,3 Hasta 150 MWe
Rendimiento eléctrico neto
40-43% 18-40% 14-18% 50% 10-12% 28-34%
Coste de inversión (€/kWe)
0-200 2000-3000 2500-3000 3500-4000 4000-4500 1090-1840
Estado de la tecnología
Probado Probado Probado En desarrollo En desarrollo En fase
demostración
Fiabilidad Alta Alta Alta Por demostrar Fase de
aprendizaje Por analizar en plantas grandes
Problemas de operación
Calidad cenizas para cementos
Fouling-Slagging Menos que combustión
En estudio En estudio Por analizar en plantas grandes
Viabilidad en plantas de 2 MWe
El mix puede ser equivalente a varias plantas de 2 MWe
Si Si No Si, modularmente No, por economía
de escala
Rendimiento eléctrico neto en 2 MWe
No aplica 18-24% 0,18 No aplica 10-12% No aplica
Tabla 47 Resumen de sistemas de generación eléctr ica con
combustión
333
GASIFICACIÓN
TURBINA DE GAS ABIGCC
ATMOSFÉRICO BIGCC
PRESURIZADO TG E INYECCIÓN DE VAPOR (STIG)
TG Y COMBUSTION
EXTERNA
Potencias eléctricas planta MWe
10 a 30 100 100 50 50
Rendimiento eléctrico neto
25-35% 32-34% 32-44% 45,10% 10-20%
Coste de inversión (€/kWe)
1500-3000 1000-2300 2000-3500 1200-2000 1200-2000
Estado de la tecnología Desarrollado En desarrollo En desarrollo En desarrollo En desarrollo
Fiabilidad Alta Alta Alta Analizándose Analizándose
Problemas de operación Cámara de
combustión más grande. Corrosión
Controlados Controlados La inyección de
vapor puede agotar la combustión
Deterioro del intercambiador
Viabilidad en plantas de 2 MWe
Si No No Por verificar Por verificar
Rendimiento eléctrico neto en 2 MWe
0,33 No aplica No aplica No aplica No aplica
Tabla 48 Resumen de sistemas de generación eléctr ica con
gasif icación
GASIFICACIÓN PIROLISIS
MOTOR DE
SYNGAS PILA DE
COMBUSTIBLE
PILA DE COMBUSTIBLE
Y TG
MOTOR Y ORC
MOTOR STIRLING
GASIFICACIÓN Y
VITRIFICACIÓN-CICLO
COMBINADO
PIROLISIS RÁPIDA
Potencias eléctricas planta MWe
50 50 3 0,1 50 50
Rendimiento eléctrico neto
13-28% 20-64% 47-58% 28% 18% 30,50% 25-27%
Coste de inversión (€/kWe)
2500-3000 2900-3300 3000-4000 1200-2500 4000-5000 _ 2000-4000
Estado de la tecnología Probado En fase
demostración En fase
demostración Probado Probado Probado En desarrollo
Fiabilidad Alta Por verificar Por verificar Por
verificar En estudio Media Por verificar
Problemas de operación
Baja disponibilidad por
mantenimiento
Por analizar en plantas
grandes
Por analizar en plantas
grandes
Por analizar en
plantas grandes
Fases de arranque
Altas temperaturas
Probado con motores.
Problemas con TG
Viabilidad en plantas de 2 MWe
Si Si Si Si Si,
modularmente No Si
Rendimiento eléctrico neto en 2 MWe
0,27 50-60% 47-55% 0,28 0,18 No aplica 0,25
Tabla 49 Resumen de sistemas de generación eléctr ica con
gasif icación (2ª parte) y p irol is is
334
Los datos de inversión y rendimientos difieren de unos autores a otros, pero las
tendencias son coincidentes, disminuyendo los costes de inversión y
aumentando los rendimientos con la escala de la planta, y presentando los
rendimientos más altos las tecnologías en fase de desarrollo.
En las siguientes graficas se pueden observar el reflejo de estas tendencias para
varios tipos de plantas de generación eléctrica:
GF/ST: Horno de parrilla y turbina de vapor. Menor inversión y
rendimiento.
FBC/ST: Combustión de lecho fluidizado y turbina de vapor.
BIG/CCa: Gasificación de biomasa y Ciclo Combinado atmosférico
FBG/GE: Gasificación de lecho fluidizado y motor de syngas.
BIG/CCp: Gasificación de biomasa y Ciclo Combinado presurizado. Mayor
inversión y rendimiento.
Figura 96. Costes de inversión de plantas de generación eléctrica [222]
335
Figura 97. Rendimientos eléctricos netos de plantas de generación eléctrica
[222]
336
337
CONCLUSIONES GENERALES
Expuestos los capítulos de esta tesis doctoral, se recogen a continuación las
conclusiones generales de la misma.
Primero.- Las horas de funcionamiento anuales que se derivan de la energía
eléctrica generada por las plantas de biomasa actuales en España (según
datos del año 2010) en relación a la potencia instalada para la biomasa
sólida son de 5.290 horas/año. Esto viene a indicar una discrepancia
entre las horas de funcionamiento anual que se consideran en los
proyectos (6.500-7.500 horas/año), y las reales. Se puede decir que
estamos en la fase de aprendizaje de las tecnologías de conversión de la
biomasa a energía eléctrica, y que existen problemas en las plantas que
no permiten alcanzar el factor de operación previsto. La planificación del
PER 2011-2020 establece un aumento en la potencia instalada con
biomasa de 383 MW en 10 años (38,3 MW/año), cuando el PER 2005-
2010 tenía un objetivo marcado 1.116 MW en 5 años (223,2 MW/año).
Este hecho junto con la suspensión de la preasignación de renovables,
supone un desistimiento de la apuesta por la biomasa como alternativa
energética en función al potencial existente en España.
Segundo.- Es crucial en el diseño de una planta de Generación Eléctrica las
consideraciones del sistema de manipulado y preparación de la biomasa,
previo a la entrada al conversor energético (ya sea combustor o
gasificador). Los problemas de sólidos extraños indeseados (metales,
piedras…), los arcos en las tolvas o corrientes preferenciales, la
descomposición química de la biomasa almacenada o la pirolización
externa de la biomasa en el secado, son problemas que pueden provocar
338
paradas de planta indeseadas y costosas. Estos problemas provocan gran
inestabilidad en el funcionamiento de las plantas.
Tercero.- La energía primaria utilizada en la recogida y transporte de la
planta varía entre un 2% y un 7% de la energía primaria de la biomasa, en
función de los tratamientos previos al transporte (por ejemplo, si está
peletizada o no).
Cuarto.- Los costes de transporte de la biomasa en distancias entre 25 km y
100 km pueden oscilar entre los 6 y 17 €/ton seca de biomasa. A esto
habría que sumar, para cada tipo de biomasa, los costes de recogida y
astillado u otra preparación si la hubiere. Según los cálculos expuestos,
estos costes oscilarían entre los 5,91 y 11,05 €/ton para plantas de 2
MWe de con distintos rendimientos de 2 MWe.
Quinto.- Existe un interés creciente en el mercado a gran escala de la
biomasa en grandes distancias (del orden de 1200 km y por barco),
haciendo eficiente el transporte por el gran volumen transportado. Los
costes para traer biomasa de Latinoamérica a Europa podrían ser del
orden de los 40-55 €/ton seca puesta en puerto de destino, pudiendo en
grandes plantas, generar energía eléctrica a 0,035 €/kWhe. En estas
condiciones y en grandes plantas, se podría competir con los
combustibles fósiles.
Sexto.- En plantas pequeñas del orden de 2 MWe, los costes fijos de
inversión en equipos de transporte y mantenimientos anuales, aumentan
los ratios de coste de transporte por tonelada de biomasa, por lo que se
deduce que debe de optimizarse el tamaño de la planta de biomasa de
acuerdo a estos costes expuestos.
Séptimo.- Las emisiones de CO2 derivadas de la recogida y el transporte de
biomasa son del orden del 5% máximo en relación a las emisiones de CO2
339
que la biomasa evita, siendo según los cálculos expuestos de un máximo
de 0,69% para distancias medias de 100 km (excluyendo las fases previas
al transporte de recogida y preparación si las hubiere), para plantas de 2
MWe. Las emisiones de CO2 en distancias de 1200 km están del orden
del 2,5% sobre el CO2 evitado.
Octavo.- El estudiar las superficies de recogida necesarias, según las
densidades energéticas de cada biomasa y su poder calorífico inferior, es
un factor clave en el diseño del sistema logístico de este tipo de plantas
de generación eléctrica. En el caso concreto de La Rioja, y para la
biomasa del sarmiento, se verifica que la necesidad de superficies de
recogida necesarias para distancias medias de 25 km para una planta de
2 MWe, se corresponde con gran exactitud con las tierras de cultivo
actualmente existentes en La Rioja de vid.
Noveno.- La combustión es el proceso de conversión de la biomasa a energía
eléctrica más extendido a nivel mundial, y ello se deriva de la experiencia
obtenida con los combustibles fósiles. Hay que tener en cuenta que la
biomasa plantea problemas de fouling, slagging y el depósito de cenizas
entre otros, que deben ser anticipados con medidas en el diseño.
Estudiados los tubos de los sobrecalentadores de la caldera de Biomasa
de la Central Eléctrica de Sangüesa, se comprueba que el Cl2(g) es el
factor principal que favorece el mecanismo de corrosión activa
(utilizando paja como combustible). Los depósitos formados en los tubos
de los sobrecalentadores están formados por tres capas de composición
química diferente. El más cercano a los tubos es principalmente un
compuesto de KCl(s) y tiene un punto de fusión de 575ºC. En las
temperaturas de trabajo actual de la planta, la presencia de KCl(s) en los
340
tubos no es peligrosa desde el punto de vista de la corrosión. Estos
resultados han sido publicados en el año 2013 [43].
Décimo.- Los parámetros de mayor influencia en el proceso de gasificación
son la temperatura de reacción de gasificación y el ratio equivalente (RE).
Ambos están interrelacionados. El control de estos parámetros asegura,
(i) producir un syngas con unos contenidos admisibles de alquitranes y
partículas, y (ii) que no se generan efectos indeseados de sinterización de
cenizas por elevadas temperaturas en el reactor.
Undécimo.- La humedad de la biomasa es un parámetro de operación
que reduce la eficacia de la gasificación, ya que parte de la energía se
emplea en secar dicha biomasa. Además, humedades por encima del
15% producen variaciones en la concentración de componentes del
syngas generado, y por lo tanto de su poder calorífico, con lo que hacen
al proceso inestable. Procesos de preparación previos de la biomasa,
como la pirólisis o la torrefacción, pueden contribuir a dar una
regularidad energética al combustible, que permita estabilizar la
gasificación.
Duodécimo.- La presencia de los alquitranes en el syngas generado es una
de las principales barreras tecnológicas para el desarrollo de la
gasificación. Actualmente se propone actuar en el gasificador, con (i) su
diseño, (ii) el ajuste óptimo de los parámetros de operación que inciden
directamente en la cantidad de alquitranes que se generan, y (iii) el
empleo de catalizadores y aditivos o, como segunda opción, la utilización
de técnicas de limpieza o conversión de los tars sobre la corriente del
syngas generado.
Decimotercero.- Diseñar una planta de gasificación exige tener en
consideración unos factores clave, sobre los que no se puede asegurar
341
que se cumplirán con la exigencia necesaria durante la operación de la
planta (principalmente composición de la biomasa), generando
inestabilidades en su funcionamiento. La operación de la planta debe ser
rigurosa en su operación para que el syngas sea conforme a lo esperado.
Además la limpieza del syngas (alquitranes) sigue siendo una cuestión sin
resolver a unos costes competitivos. Estos hechos constituyen las
principales barreras tecnológicas para el desarrollo de esta tecnología.
Estos resultados han sido publicados recientemente [42].
Decimocuarto.- Según el modelo de gasificación simulado en ASPEN PLUS, el
vapor es un buen agente gasificante cuando se pretende que el
componente predominante en el syngas sea el H2, habiendo conseguido
una fracción en volumen estándar del 61%, operando el gasificador a 700
º C y presión atmosférica.
Decimoquinto.- El efecto de la temperatura produce un máximo de
producción de H2 en torno a los 700 º C, y el CO aumenta conforme lo
hace la temperatura, disminuyendo las fracciones de volumen estándar
de CH4 y CO2.
Decimosexto.- Aumenta la producción de metano cuando aumenta la
presión desde 1 a 33 bar, debido al cambio de sentido de equilibrio de
algunas reacciones como las reacciones de reforma del vapor. También
aumenta la fracción de volumen estándar de CO2, disminuyendo las de
H2 y CO. Todo ello deriva en un syngas de un poder calorífico inferior
creciente con la presión de operación del gasificador.
Decimoséptimo.- Al simular el proceso de gasificación con 4 combustibles
diferentes (cebada de trigo, pino, olivo y vid), se comprueba como el
syngas generado es muy similar (con vapor como gasificante), variando
desde 9,00 hasta 9,20 MJ/m3.N.
342
Decimoctavo.- El aumento del ratio vapor/biomasa desde 0,1 hasta 1,8,
produce una tendencia de aumento de las fracciones volumétricas de H2
y CO2, y disminuciones de las de CO y CH4.
Decimonoveno.- Al simular el proceso de gasificación con varios agentes
gasificantes en ratios variables de 0,1 hasta 1,8, los resultados fueron los
siguientes, en relación al vapor como agente gasificante:
a. Con aire cae bruscamente la producción de H2, lo cual va a derivar
en un syngas de un poder calorífico inferior menor.
b. Con oxígeno, se observa cómo crece de forma exponencial la
fracción volumétrica de CO2, disminuyendo las de CO y H2 hasta
desaparecer en un ratio de 1,2 (se correspondería a combustión
completa). El ratio donde se conseguiría un syngas de poder
calorífico inferior máximo sería entre 0,3 y 0,4.
c. El gasificante CO2, como aporta carbono al proceso hace que
aumente la fracción de CO y que tenga un máximo en torno al
ratio de 0,7, disminuyendo de forma importante la cantidad de H2
y CH4 generado de forma similar al gasificante aire.
d. En los gasificantes de mezcla aire-vapor en distintas fracciones
molares, se observa como aparecen unos máximos de producción
de H2 en ratios en torno a 0,7 para ambos casos, manteniéndose el
resto de fracciones de CO, CH4 y CO2 similares en tendencias
respecto al modelo 0.
Vigésimo.- En cuanto a la energía contenida en el syngas generado al variar
los agentes gasificantes en ratios de 0,1 a 1,8, esta disminuye conforme
aumentan los ratios de gasificante/biomasa, salvo para las siguientes
excepciones:
343
a. Con CO2 como agente gasificante, al aumentar el ratio
CO2/biomasa, aumenta la cantidad de energía portada por el
syngas generado.
b. En el gasificante vapor se observa como existe un máximo de
energía portada por el syngas generado para un ratio
vapor/biomasa de entre 0,5 y 0,6, lo cual coincide con lo señalado
por la mayor parte de autores para este parámetro.
c. En el gasificante Mezcla de aire y vapor, fracción molar de 0,3 y 0,7
respectivamente se observa como existe un máximo de energía
portada por el syngas generado para un ratio vapor/biomasa de
entre 0,20 y 0,25.
Por lo tanto, debe tenerse en cuenta en función del agente gasificante,
no solo los componentes del syngas generado sino también la energía
portada por este, contemplando como parámetros tanto el PCI como el
flujo volumétrico.
Vigésimo primero.- Son muchas las configuraciones de sistemas que pueden
establecerse para generación eléctrica a través de la combustión y la
gasificación de biomasa. Muchas con rendimientos muy altos, de hasta
un 64% como las pilas de combustible se encuentran en fase de
demostración. Existe un gran interés en la investigación en sistemas de
generación eléctrica con biomasa, y se están buscando vías de poder
implantar los pilotajes y pruebas en plantas de mayor escala, que
permitan un aprendizaje consistente de la tecnología.
Vigésimo segundo.- Los costes de inversión de muchas de las
configuraciones para generación eléctrica, tanto de combustión como de
gasificación, están en torno a los 2.000-3.000 €/kWe para plantas
pequeñas del orden de 2 MWe (menores cuando aumenta la escala), lo
344
cual en muchas ocasiones hace inviables los proyectos, más cuando se
observa en la experiencia de las plantas existentes que no logran
alcanzar las horas de operación previstas.
345
PROPUESTA DE LÍNEAS DE INVESTIGACIÓN COMO
CONTINUACIÓN A ESTA TESIS DOCTORAL
Se considera que esta Tesis Doctoral debería continuar en profundizar las
siguientes líneas de investigación:
- Con el aumento de presión, se aumenta la eficiencia del proceso,
disminuyendo la cantidad de tar del syngas generado, lo cual constituiría
una línea de investigación a corroborar a posteriori de esta tesis. Habría
que analizar los costes de inversión que supone el operar a presiones
mayores, consiguiendo syngas de mayor poder calorífico inferior,
encontrando la óptima presión de operación termo-económica
actualizada.
- Deberían ser simulados otros efectos como la variación de los tipos de
biomasa, versus los distintos tipos de agentes gasificantes utilizados, así
como el efecto de la humedad de las biomasas en los syngas generados,
incluyendo también el punto de vista económico en los análisis.
- Otra línea de investigación a continuar sería estudiar cómo mejora la
calidad del syngas en cuanto a tars y otras partículas por efecto de la
temperatura, la presión y otros parámetros en el proceso de gasificación.
- Las simulaciones deberían corroborarse con plantas experimentales que
desembocarían en optimización de los procesos de gasificación, para que
estos pudieran ser la base de propuestas de plantas de mayor escala y
envergadura.
- Por último, son significativos los resultados obtenidos utilizando el CO2
como agente gasificante, y las posibilidades que ofrece como absorbedor
de CO2 de otros procesos térmicos. Este hecho debería ser estudiado en
profundidad pues puede llegarse a resultados muy interesantes.
346
347
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[14] IDAE, Instituto para la Diversificacion y Ahorro de la Energía - PER 2011-20208/30/2011
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[15] Unión Europea. Directiva 2001/77/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 27 de
septiembre de 2001, relativa a la promoción de la electricidad generada a partir de fuentes de
energía renovables en el mercado interior de la electricidad
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[16] Unión Europea. Directiva 2009/30/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 23 de abril de
2009, por la que se modifica la Directiva 98/70/CE en relación con las especificaciones de la gasolina,
el diésel y el gasóleo, se introduce un mecanismo para controlar y reducir las emisiones de gases de
efecto invernadero, se modifica la Directiva 1999/32/CE del Consejo en relación con las
especificaciones del combustible utilizado por los buques de navegación interior y se deroga la
Directiva 93/12/CEE http://eu.vlex.com/vid/gasolina-gasoleo-controlar-invernadero-58396392.
[17] Unión Europea. Directiva 2003/30/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 8 de mayo de
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transporte. http://europa.eu/legislation_summaries/energy/renewable_energy/l21061_es.htm.
[18] Unión Europea. Directiva 2003/96/CE del Consejo, de 27 de octubre de 2003, por la que se
reestructura el régimen comunitario de imposición de los productos energéticos y de la electricidad
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[19] España. Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción
de energía eléctrica en régimen especial. Boletín Oficial del Estado, núm. 126 de 26 de mayo de
2007, páginas 22846 a 22886 (41 págs.).
[20] España. Ley 82/1980, de 30 de diciembre, sobre conservación de energía. Boletín Oficial del
Estado, núm. 23 de 27 de enero de 1981, páginas 1863 a 1866 (4 págs.).
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[21] España. Real Decreto 2366/1994, de 9 de diciembre, sobre producción de energía eléctrica por
instalaciones hidráulicas, de cogeneración y otras abastecidas por recursos o fuentes de energía
renovables. Boletín Oficial del Estado, núm. 313 de 31 de diciembre de 1994, páginas 39595 a 39603
(9 págs.).
[22] España. REAL DECRETO 2818/1998, de 23 de diciembre, sobre producción de energía eléctrica
por instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de energía renovables, residuos y cogeneración.
Adapta el régimen especial de generación eléctrica a la liberalización del sector. Boletín Oficial del
Estado, núm. 312 de 30 de diciembre de 1998, páginas 44077 a 44089 (13 págs.).
[23] España. Real Decreto 616/2007, de 11 de mayo, sobre fomento de la cogeneración. Boletín
Oficial del Estado, núm. 114 de 12 de mayo de 2007, páginas 20605 a 20609 (5 págs.).
[24] España. Resolución de 19 de noviembre de 2009, de la Secretaría de Estado de Energía, por la
que se publica el Acuerdo del Consejo de Ministros de 13 de noviembre de 2009, por el que se
procede a la ordenación de los proyectos o instalaciones presentados al registro administrativo de
preasignación de retribución para las instalaciones de producción de energía eléctrica, previsto en el
Real Decreto-ley 6/2009, de 30 de abril, por el que se adoptan determinadas medidas en el sector
energético y se aprueba el bono social. Boletín Oficial del Estado, núm. 283 de 24 de noviembre de
2009, páginas 99848 a 99856 (9 págs.).
[25] España. Real Decreto-ley 1/2012, de 27 de enero, por el que se procede a la suspensión de los
procedimientos de preasignación de retribución y a la supresión de los incentivos económicos para
nuevas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de cogeneración, fuentes de energía
renovables y residuos. Boletín Oficial del Estado, núm. 24 de 28 de enero de 2012, páginas 8068 a
8072 (5 págs.).
[26] España. Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, por el que se establece la metodología para la
actualización y sistematización del régimen jurídico y económico de la actividad de producción de
energía eléctrica en régimen especial. Boletín Oficial del Estado, núm. 75 de 27 de marzo de 2004,
páginas 13217 a 13238 (22 págs.).
[27] España. Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico. Boletín Oficial del Estado, núm.
285 de 28 de noviembre de 1997, páginas 35097 a 35126 (30 págs.).
[28] España. ORDEN de 9 de mayo de 2000 por la que se homologa el contrato-tipo de compraventa
y recepción de biomasa procedente de cultivo de cardo, destinada a la producción de energía
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eléctrica. Boletín Oficial del Estado, núm. 121 de 20 de mayo de 2000, páginas 18605 a 18609 (5
págs.).
[29] España. ORDEN PRE/472/2004, de 24 de febrero, por la que se crea la Comisión Interministerial
para el aprovechamiento energético de la biomasa. Boletín Oficial del Estado, núm. 50 de 27 de
febrero de 2004, páginas 9260 a 9261 (2 págs.).
[30] España. Orden ITC/1522/2007, de 24 de mayo, por la que se establece la regulación de la
garantía del origen de la electricidad procedente de fuentes de energía renovables y de cogeneración
de alta eficiencia. Boletín Oficial del Estado, núm. 131 de 1 de junio de 2007, páginas 23892 a 23896
(5 págs.).
[31] España. Resolución de 13 de marzo de 2009, de la Presidencia del Instituto para la
Diversificación y Ahorro de la Energía, por la que se establece la convocatoria y bases
correspondientes a la habilitación de empresas colaboradoras en el Programa de Acuerdos
Voluntarios con empresas del sector de la biomasa térmica en edificios. Boletín Oficial del Estado,
núm. 68 de 20 de marzo de 2009, páginas 27907 a 27929 (23 págs.).
[32] España. Real Decreto 314/2006, de 17 de marzo, por el que se aprueba el Código Técnico de la
Edificación. Boletín Oficial del Estado, núm. 74 de 28 de marzo de 2006, páginas 11816 a 11831 (16
págs.).
[33] España. Real Decreto 1027/2007, de 20 de julio, por el que se aprueba el Reglamento de
Instalaciones Térmicas en los Edificios. Boletín Oficial del Estado, núm. 207 de 29 de agosto de 2007,
páginas 35931 a 35984 (54 págs.).
[34] España. Real Decreto 238/2013, de 5 de abril, por el que se modifican determinados artículos e
instrucciones técnicas del Reglamento de Instalaciones Térmicas en los Edificios, aprobado por Real
Decreto 1027/2007, de 20 de julio. Boletín Oficial del Estado, núm. 89 de 13 de abril de 2013, páginas
27563 a 27593 (31 págs.).
[35] España. Ley 45/2007, de 13 de diciembre, para el desarrollo sostenible del medio rural. Boletín
Oficial del Estado, núm. 299 de 14 de diciembre de 2007, páginas 51339 a 51349 (11 págs.).
[36] España. Orden ITC/2877/2008, de 9 de octubre, por la que se establece un mecanismo de
fomento del uso de biocarburantes y otros combustibles renovables con fines de transporte. Boletín
Oficial del Estado, núm. 248 de 14 de octubre de 2008, páginas 41170 a 41175 (6 págs.).
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[37] España. Real Decreto 235/2013, de 5 de abril, por el que se aprueba el procedimiento básico
para la certificación de la eficiencia energética de los edificios. Boletín Oficial del Estado, núm. 89 de
13 de abril de 2013, páginas 27548 a 27562 (15 págs.).
[38] España. Ley 2/2011, de 4 de marzo, de Economía Sostenible. Boletín Oficial del Estado, núm. 55
de 5 de marzo de 2011, páginas 25033 a 25235 (203 págs.).
[39] España. Ley 9/2006, de 28 de abril, sobre evaluación de los efectos de determinados planes y
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368
369
LISTADO DE FIGURAS
Figura 1. Clasificación de las fuentes de biomasa ........................................................................................ 8
Figura 2. Vertedero donde se produce metano a través de los residuos (digestión anaeróbica) .................. 14
Figura 3. Diagrama Krevelen para carbón, biomasa y biomasa torrefactada [4] ........................................ 16
Figura 4. Ratio hemicelulosa/lignina frente al ratio de celulosa/lignina de varios tipos de biomasa [3] ....... 17
Figura 5. Diagrama ternario de transformaciones de la biomasa. .............................................................. 19
Figura 6. Clasificación de las diversas tecnologías de transformación energética de la biomasa ................. 23
Figura 7. Pellets producidos de distintos tipos de biomasa [9] .................................................................... 27
Figura 8. Grafico del ciclo que se produce durante la combustión [2] ......................................................... 31
Figura 9. Gráfico de porcentajes de producción de energía eléctrica respecto al consumo bruto eléctrico de
energía en el año 2010 [14] ............................................................................................................................. 60
Figura 10. Esquema sistema típico de manipulación de biomasa [44] .......................................................... 68
Figura 11. Descarga de contenedor de biomasa en plataforma hidráulica [44] ............................................ 70
Figura 12. Sistema de cintas transportadoras de alimentación de caldera de combustión directa. ............... 72
Figura 13. Separador de corriente Eddy de metales no férricos. ................................................................... 77
Figura 14. Esquema alimentación de balas de paja planta de gasificación [44]. ........................................... 82
Figura 15. Alimentador de tornillo sinfín. .................................................................................................... 84
Figura 16. Alimentador de agujero móvil [44] ............................................................................................. 84
Figura 17. Tipos de alimentadores según ejercen tracción, no tracción u otros............................................. 85
Figura 18. Alimentador de empujadores de ariete de [47] ........................................................................... 86
Figura 19. Esquema de transporte de distintos tipos de combustible de distintas densidades energéticas [48].
87
Figura 20. Costes de transporte de biomasa a Europa Occidental desde Escandinavia, Latinoamérica (LA) y
Este de Europa según distintas potencias de energía primaria sobre pcs [59] ................................................... 91
Figura 21. Relación de distancias medias de recogida de la biomasa con el aumento de potencia de planta 92
Figura 22. Módulo transportador de carga australiano de algodón desde el campo [63]. ............................. 93
Figura 23. Grafico de emisiones de CO2 por tonelada de biomasa seca entregada en Europa Occidental, con
origen Europa del Este, Escandinavia por barco y Latinoamérica de residuos de biomasa y cultivos en distintas
potencias primarias sobre pcs [59] .................................................................................................................. 97
Figura 24. Coste total por año a una distancia media de 100 km (€) .......................................................... 104
Figura 25. Coste del transporte por tonelada de biomasa a una distancia media de 100 km (€/ton) ........... 105
Figura 26. Toneladas evitadas y emisiones de CO2 por año a una distancia media de 100 km..................... 106
370
Figura 27. Porcentaje que representa el transporte sobre el CO2 evitado a una distancia media de 100 km 106
Figura 28. Items sobre los que se ha llevado a cabo la encuesta con los profesionales del sector. ............... 113
Figura 29. Distribución de porcentajes de generación de energía eléctrica en el mix español del año 2010
[115]. 116
Figura 30. Caldera de biomasa con parrilla móvil. ..................................................................................... 142
Figura 31. Principales tecnologías de parrillas de combustión [8]............................................................... 145
Figura 32. Línea de proceso de planta de combustión directa. .................................................................. 152
Figura 33. Fotografía de Planta de Combustión de Biomasa ...................................................................... 155
Figura 34. Turbina de vapor de dos etapas. ............................................................................................... 156
Figura 35. Interior de condensador tubular ............................................................................................... 156
Figura 36. Alternador síncrono 1500 rpm .................................................................................................. 158
Figura 37. Partes interior e Intermedia del depósito. SEM Imagen (x20). ................................................... 180
Figura 38. Parte exterior del depósito SEM Imagen (x420) ......................................................................... 181
Figura 39. a) Capa Interior b) Capa Intermedia c) Capa exterior ........................................................... 181
Figura 40. Difractograma del óxido formado en acero AISI 347 CG después de 15,000 horas de prueba en el
sobrecalentador 3 ........................................................................................................................................ 182
Figura 41. Factores clave en el diseño de una planta de gasificación.......................................................... 188
Figura 42. Diagrama ternario para análisis de la influencia de los agentes gasificantes en los procesos de
gasificación 190
Figura 43. Características de algunos combustibles biomásicos de origen agrícola .................................... 195
Figura 44. Etapas de la Gasificación .......................................................................................................... 197
Figura 45. Etapas de la gasificación en updraft, lecho fluidizado y downdraft. ........................................... 198
Figura 46. Principales tipos de reactores gasificadores [169] ..................................................................... 199
Figura 47. Etapas de gasificación en un reactor updraft [168]. .................................................................. 200
Figura 48. Etapas de Gasificación en un reactor downdraft [168]. ............................................................. 203
Figura 49. Etapas de gasificación en un reactor de lecho fluidizado [168]. ................................................. 204
Figura 50. Etapas de gasificación en los tipos de gasificadores de flujo arrastrado más habituales: (a)
Alimentación lateral; (b) Alimentación superior [168] .................................................................................... 207
Figura 51. Esquema del reactor Twin de lecho fluidizado. .......................................................................... 209
Figura 52. Ratio equivalente frente a poder calorífico inferior (LHV) y Eficiencia en frío en un gasificador
downdraft atmosférico [167] ........................................................................................................................ 218
Figura 53. Efecto de la temperatura en la zona media de gasificador downdraft atmosférico sobre la
composición del syngas [167]. ....................................................................................................................... 219
371
Figura 54. Relación entre poder calorífico de syngas (LHV) y temperatura de lecho en diferentes flujos
másicos para gasificador de lecho fluidizado atmosférico con aire [107] ........................................................ 220
Figura 55. Relación entre temperatura del lecho, flujo másico de biomasa y ratio equivalente para
gasificador de lecho fluidizado atmosférico con aire [107] ............................................................................. 221
Figura 56. Evolución temporal de la temperatura del lecho con combustible (cascara de arroz) de distinta
humedad en un lecho fluidizado atmosférico con aire [107] ........................................................................... 222
Figura 57. Efecto de la temperatura del lecho en la eficiencia de conversión de carbón en lecho fluidizado
atmosférico con aire y vapor [184] ................................................................................................................ 223
Figura 58. Línea de proceso de sistema de gasificación estándar [196] ...................................................... 231
Figura 59. Modelos de simulación de gasificadores ................................................................................... 244
Figura 60. Diagrama de Proceso del Modelo 0 simulado en ASPEN PLUS ................................................... 249
Figura 61. Variación de la composición del syngas con la temperatura, con agente gasificante vapor. ....... 258
Figura 62. Variación del poder calorífico inferior del syngas con la temperatura, con agente gasificante
vapor. 261
Figura 63. Variación de la composición del syngas con la presión, con agente gasificante vapor. ............... 262
Figura 64. Variación del poder calorífico inferior del syngas con la presión, con agente gasificante vapor. . 263
Figura 65. Resultados de composición de syngas según combustible ......................................................... 265
Figura 66. Resultados de PCI según combustible ....................................................................................... 266
Figura 67. Variación de la composición del syngas con el ratio gasificante/biomasa con vapor .................. 267
Figura 68. Variación de la composición del syngas con el ratio gasificante/biomasa con aire ..................... 269
Figura 69. Variación de la composición del syngas con el ratio gasificante/biomasa con oxígeno ............... 270
Figura 70. Variación de la composición del syngas con el ratio gasificante/biomasa con CO2 ..................... 271
Figura 71. Variación de la composición del syngas con el ratio gasificante/biomasa con aire-vapor (60-40%
molar) 272
Figura 72. Variación de la composición del syngas con el ratio gasificante/biomasa con aire-vapor (30-70%
molar) 273
Figura 73. Variación del PCI del syngas con el ratio gasificante/biomasa con aire ...................................... 275
Figura 74. Variación de la energía contenida en el syngas (MJ/hr) con el ratio gasificante/biomasa con CO2
276
Figura 75. Variación de la energía contenida en el syngas (MJ/hr) con el ratio gasificante/biomasa con vapor
277
Figura 76. Variación de la energía contenida en el syngas (MJ/hr) con el ratio gasificante/biomasa con aire-
vapor (30-70% molar) ................................................................................................................................... 278
Figura 77. Esquema ciclo Rankine [208] .................................................................................................... 287
372
Figura 78. Flujo de la energía en un ciclo Rankine [208] ............................................................................. 289
Figura 79. Esquema de un ciclo cogenerativo con combustión directa y ciclo ORC [48]. .............................. 291
Figura 80. Ciclo de operación de un motor Stirling [211]. ........................................................................... 295
Figura 81. Cámara de combustión de combustibles líquidos o sólidos acoplada a motor Stirling de 35 kWe y
140 kWt [211]. .............................................................................................................................................. 296
Figura 82. Grúa de manipulado de troncos enteros en la tecnología WTE [73] ........................................... 297
Figura 83. Cúpula de secado de los troncos del sistema WTE y grúa de descarga y carga [73] .................... 298
Figura 84. Esquema de planta con la tecnología WTE [73] ......................................................................... 299
Figura 85. Esquema sistema de combustión de syngas y turbina de gas..................................................... 304
Figura 86. Disposición típica de ciclo combinado. ...................................................................................... 309
Figura 87. Esquema de planta de gasificación presurizada, con turbina de gas evaporativa y secado con
vapor [215] 311
Figura 88. Esquema de Gasificación y MACI [48] ....................................................................................... 313
Figura 89. Esquema de planta de cogeneración (CHP-combined heat and power) con gasificación con vapor y
pila de combustible [216]. ............................................................................................................................. 316
Figura 90. Esquema de sistema híbrido de pila de combustible y turbina de gas con gasificación a gran escala
con vapor y limpieza de gases en frío [218]. ................................................................................................... 318
Figura 91. Esquema de gasificador downdraft MACI y ciclo ORC Rankine[220]........................................... 321
Figura 92. Esquema de gasificador downdraft MACI y ciclo ORC Rankine en doble cascada [220] .............. 322
Figura 93. Esquema de proceso de Gasificación Updraft y motor Stirling [211] .......................................... 325
Figura 94. Esquema del proceso de Gasificación a Alta T y Vitrificación [221] ............................................ 327
Figura 95. Grafica de eficiencia eléctrica neta frente a potencia eléctrica neta de distintas tecnologías [83]
330
Figura 96. Costes de inversión de plantas de generación eléctrica [222] .................................................... 334
Figura 97. Rendimientos eléctricos netos de plantas de generación eléctrica [222] .................................... 335
373
LISTADO DE TABLAS
Tabla 1 Clasificación de astilladoras [8]. ..................................................................................................... 24
Tabla 2 Comparativa de los principales procesos de conversión termoquímica de la biomasa. ..................... 34
Tabla 3 Objetivos 2010 y 2020 del PER 2011-2020 en el Sector Eléctrico (Potencia instalada, Generación
bruta sin normalizar, Generación bruta normalizada) [14] ............................................................................... 49
Tabla 4 Horas de funcionamiento anual de cada fuente de energía para generación eléctrica [40] .............. 50
Tabla 5 Estimación de subvenciones previstas para llevar a cabo las medidas económicas que prevé el PER
2011-2020 [11] ............................................................................................................................................... 53
Tabla 6 Costes de las líneas de financiación previstas en el PER 2011-2020 [14]........................................... 53
Tabla 7 Generación y Consumo Bruto Eléctrico en el periodo 2004-2010 en España [11] .............................. 59
Tabla 8 Energía primaria consumida en los distintos medios de preparación y transporte de biomasa [50] .. 89
Tabla 9 Sistemas según forma de bala y medio de transporte analizados por Fan et al [64] ......................... 93
Tabla 10 Parámetros característicos de camión de transporte de biomasa (Actualizado de [49]) ............... 99
Tabla 11 Estudio de costes de transportes de camión para plantas de 2 MWe de distintos rendimientos y a
varias distancias de recogida de la biomasa. ................................................................................................. 100
Tabla 12 Cálculos de emisiones de CO2 sobre CO2 evitado por la biomasa en el transporte por camión de
plantas de 2 MWe de distintos rendimientos y varias distancias. ................................................................... 101
Tabla 13 Porcentaje de tierras dedicadas al cultivo de vid en torno a planta de 2 MWe en distintos radios de
distancia. 103
Tabla 14 Profesionales y Empresas que han contestado a la encuesta ..................................................... 114
Tabla 15 Horas de funcionamiento anual de cada fuente de energía para generación eléctrica [115] ...... 118
Tabla 16 kmol de elementos metálicos introducidos en los cálculos termodinámicos. .............................. 172
Tabla 17 kmol de especies gaseosas introducidas en los cálculos termodinámicos. .................................. 172
Tabla 18 Resultados de los cálculos termodinámicos de la especie sólida y gaseosa en función de
temperatura para el acero inoxidable AISI 347 CG. ........................................................................................ 175
Tabla 19 Resultados de los cálculos termodinámicos de la especie sólida y gaseosa que dependiendo de la
cantidad (kmol) de HCl(g) para el acero inoxidable AISI 347 CG...................................................................... 177
Tabla 20 Composición química de depósitos ........................................................................................... 180
Tabla 21 Valores de poder calorífico de gases obtenidos en gasificación según agente gasificador empleado.
189
Tabla 22 Principales reacciones del proceso de gasificación a 25 º C. ....................................................... 197
Tabla 23 Comparativa técnica principales gasificadores [100], [82] ......................................................... 213
374
Tabla 24 Condiciones de operación para lecho fluidizado burbujeante atmosférico para distintos
gasificantes [100] ......................................................................................................................................... 225
Tabla 25 Principales reacciones del proceso de gasificación a 25 º C. ....................................................... 252
Tabla 26 Análisis inmediato y elemental del serrín de madera ................................................................. 253
Tabla 27 ....................................................................................................................................................... 253
Tabla 28 Resultados en fracción volumétrica estándar del syngas del modelo 0 ...................................... 256
Tabla 29 Resultados de las corrientes principales del modelo 0 ............................................................... 257
Tabla 30 Análisis inmediato y elemental de las biomasas simuladas ........................................................ 265
Tabla 31 Rendimientos y potencias de plantas de combustión de biomasa según autores [96] ................ 288
Tabla 32 Resultados simulación de ciclo ORC de 1 MWe [48] .................................................................. 292
Tabla 33 Principales parámetros de Plantas de Combustión y Ciclo ORC [209]. ........................................ 293
Tabla 34 Fabricantes de turbinas de vapor y condiciones de operación [208]........................................... 294
Tabla 35 Rendimientos de sistemas WTE según potencias y terrenos necesarios [212] ............................ 300
Tabla 36 Costes de inversión de la tecnología WTE para distintas potencias [212] ................................... 300
Tabla 37 Parámetros básicos de distintos tipos de gasificadores alimentados con aire [82]. .................... 302
Tabla 38 Contaminantes de los gases generados, problemas derivados y sistemas de limpieza propuestos
[82]. 303
Tabla 39 Potencias y rendimientos de microturbinas CAPSTONE(NG- Natural Gas; P-Propano; LG- Gas de
Vertedero; DG- Gas de digestor; D- Diésel; BD- Biodiésel) [213] ..................................................................... 306
Tabla 40 Especificaciones para el syngas de alimentación de turbinas de gas [82] ................................... 307
Tabla 41 Rendimientos típicos de turbinas de gas en distintas escalas. .................................................... 307
Tabla 42 Relación de costes de planta de gasificación con pila de combustible SOFC [217] ...................... 317
Tabla 43 Resultados de la modelización de 4 sistemas de pila de combustible y turbina de gas [218]. ...... 319
Tabla 44 Resultados de las configuraciones de gasificación, MACI y ORC [220]. ....................................... 323
Tabla 45 Parámetros característicos de Plantas de Gasificación de Biomasa con motor Stirling [211]. ..... 325
Tabla 46 Propiedades del líquido pirolítico y del diésel [83]. .................................................................... 328
Tabla 47 Resumen de sistemas de generación eléctrica con combustión .................................................. 332
Tabla 48 Resumen de sistemas de generación eléctrica con gasificación ................................................. 333
Tabla 49 Resumen de sistemas de generación eléctrica con gasificación (2ª parte) y pirolisis................... 333
